Классификация фонда эксплуатационных скважин по степени их опасности ремонта
Она выполняется геологической службой НГДУ по данным анализа проб нефти и газа на содержание Н2S и по последним замерам Рпл по следующим признакам:
Категория
1) Газовые скважины не зависимо от Рпл
2) Нефтяные скважины, в которых газовый
фактор 200 м / на тонну и более
3)Нефтяные скважины, в которых Рпл превышает Ргст на 20 % и более
4) Нефтяные скважины с газлифтной добычей
5) Нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат Н2S > ПДК
6) Нефтяные скважины, имеющие нарушение в колонне по которой возможно поступление газа
7) Нефтяные скважины с близко расположенными между собой нефтяными и газовыми пластами с расстоянием от зоны перфорации до газового пласта менее 10 м.
Категория
1) Нефтяные скважины, в котором Рпл превышает Ргст
не более чем на 20% и имеют газфактор менее 200 м
на тонну
2) Нагнетательные скважины в которых Рпл превышает Ргст не более чем на 20%
3)Нефтяные скважины в которых попутный газ и нефтяные пары содержат Н2S не превышающий ПДК
Категория
1) Нефтяные скважины в которых Рпл равно Р гст или ниже его, Н2S отсутствует
2) Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием площади, № скважины, категории опасности и признаков (Рпл, Гф, Н2S) на основании которых установлены категории. Таблица подписывается начальником геологического отдела, начальником ПТО. Утвержденный главным инженером, главным геологом и согласовано с БВО
3) Утвержденная таблица в первом квартале направляется начальниками цехов для руководства к работе
4)Ответственность за соблюдение требований изложенных в классификации возлагается на начальников цехов.
Причины образования гидратных и парафиновых пробок и асфальто-смолистых отложений.
Парафин СnH2n+2, где
n 1 – 4 – газы
5 – 15 – жидкости
> 16 – парафины +20 С - твердые
+ 50 – 60С – плавятся
АСПО – сложные углеводороды
0 до 2%
Н2 5 до 7%
N
АСПО(асфальто - смолистые парафиновые осложнения) характерны для месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью с относительно низкой до 40 С пластовой температурой. АСПО возникает, отлагаясь на стенках эксплуатационных колонн, так и на стенках НКТ и штанг.
Интервал отложения АСПО в эксплуатационных колоннах зависит от статического и динамического уровня, а в НКТ от устья до глубины 800 – 850 м.
Интенсивность образования АСПО составляет 0.3 – 0.5 мм в сутки, что приводит к перекрытию сечения НКТ через 45 – 90 суток работы
Газы имеют свойство снижать температуру при расширении, при повышении газа по стволу происходит резкое охлаждение, образуются газогидратные трубки. Газ из пласта поступает в растворенном состоянии из нефти и начинает выделяется у нее при падении давления ниже давления насыщения. Примерно 100 атм.
Способы борьбы с отложениями парафина. Предупреждение образования парафиновых пробок
Способы делятся при борьбе с парафинами:
1)Механический
2)Химический
3)Комбинированный
ü Механический – очистка эксплуатационной колонны и НКТ с помощью скребок различной конструкции
В фонтанных скважинах и ЭЦН применяются скребки, спускающиеся на проволоке, они применяются в профилактических целях небольших отложений, т. к. есть опасность обрыва труб
ü Химический способ с отложением парафина:
Проводится с целью и их растворения либо недопущения прилипания с парафина на стенках НКТ, для борьбы с парафином применяются различные ПАВ.
ИНПАР – ингибированный поверхностно активный раствор – это смесь ПАВ в растворителе (нефрас) с добавлением этилен гликоля
Обработка ИНПАРом производится для предупреждения парафиновых отложений и вводится с помощью устьевого или забойного дозировочного устройства из расчета 22 грамм на 1 тонну извлекаемой нефти. Наиболее эффективными средствами борьбы с парафиновыми отложениями является комплект оборудования для промывки скважин КОПС.