Основными параметрами конструкции скважины являются количества и диаметр долот, которые необходимы при бурении под каждую обсадную колонну, а также высота подъема тампонажного раствора.
Разработка конструкции скважины базируется из следующих основных геологических и технико-экономических факторов.
1. Геологических особенностей залегания горных пород, их литология, величины пластового давления;
2. Назначение и цели бурения;
3. Уровня организации техники, технологии бурения и геологической изученности района работ;
4. Экономической обоснованности;
5. Задачи охраны природы.
В процессе бурения скважин для закрепления их стенок разобщения нефтеносных, газоносных пластов для разобщения в нихспускают стальные трубы, называемые обсадной трубой с цементированным заколонного пространства. Самая первая труба, опускаемая на 30–40 метров называется направлением, цементируется до устья, предназначается для направления промывочной жидкости в желобную систему и для предохранения от размыва. Под кондуктор скважину бурят долотом меньшего диаметра до глубины 200–400 м. Эта колонна необходима для разобщения водоносных горизонтов, которые питают родники, а также для закрепления неустойчивых пород, залегающих на данной глубине. Долотом еще меньшего диаметра скважина пробуривается до проектной, в нее опускается последняя колонна – эксплуатационная. Она необходима для разобщения разнородных пластов и для подъема нефти и газа. Дополнительные данные предоставлены в таблице 4.
| Наименованиеколонны | Диаметрдолота(мм) | Обсадная труба | Высота подъема цемента | ||
| Условный диаметр (мм) | Глубина спуска (м) | Толщина | |||
| Направление | 393,7 | 377 | 40 | 9Д | до устья |
| Кондуктор | 295,3 | 245 | 320 | 9Д | до устья |
| Эксплуат.колонна | 215,3 | 168 | 1700–2000 | 8Д | до устья |
3. Технологический раздел
3.1 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании
Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 – 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 – 4 часа.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.
Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.
Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.
Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.
На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общем снижении теплового потока.
Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 410С, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 330С.
Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.
В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.
В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 2000–2002 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4–49%, механических примесей до 15%. Это свидетельствует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.
Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется.
3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ «ЛН» и анализ их эффективности
В НГДУ «Лениногорскнефть» на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2% осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепловые и физические методы борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 75% фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.
Таблица 5. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах, оборудованных УШГН
| Методы борьбы с АСПО | Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО | Ремонты по причинеАСПО | ||||
| Всего | % от осложненного фонда с УГШН | Всего | Отношен. ремонт.к соответс.фонду | |||
| Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО | 621 | 100 | 81 | 0,130 | ||
| 1. Применение штанг с наплавленными центраторами,в т.ч. – с промывками | 242143 | 39,523,0 | 29- | 0,120- | ||
| – с центраторами – депарафинизаторами НГДУ «ЛН» в комбинации со скребками – центраторами завода «Радиоприбор»,в т.ч. – с промывками;– со скребками – центраторами НГДУ«ИрН» | 14826 | 2,31,34,2 | 1-3 | 0,071-0,115 | ||
| 2. Применение футерованных НКТв т.ч. – с полимерным покрытием DPS БМЗ,в т. ч – с центраторами – депарафинизаторами НГДУ «ЛН»– с промывками; | 326412 | 52,50,60,20,3 | 45--- | 0,138--- | ||
3.2.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Применение скребков центраторов депарафинизаторов
При эксплуатации скважин ШГНУ основным способом борьбы с АСПО в НГДУ «Лениногорскнефть» является механический, т.е. использование штанг с наплавленными центраторами – депарафинизаторами производства НГДУ «ЛН» (рис 2), наплавленными скребками – центраторами производства НГДУ «ИрН» (рис 3), плавающими скребками-центраторами завода «Радиоприбор», использование стеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ. Фонд скважин, обеспеченный защитой такого типа, составляет 91,5% от осложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудованных УШГН.
Использование штанг со скребками центраторами депарафинизаторами основан на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ (центраторами, создающими скорости выше критической при которой не происходит отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг). Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы (рис. 2) неподвижно наплавленного на тело штанги.
В последнее время начали применять новые виды скребков центраторов депарафинизаторов из полиамидной смолы (рис 3). Очистка от парафина металлических поверхностей НКТ и штанг достигается при определенном и строго заданном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно – поступательных и вращающихся движениях. Косые пазы, выполнены по периметру рабочей поверхности скребка обеспечивают достаточный проток жидкости. В зависимости от размеров труб и штанг меняется размер скребков центраторов-депарафинизаторов.
Срок службы скребков центраторов-депарафинизаторов (по паспорту) составляет 5–7 лет. Оснащение колонн штанг скребками центраторами депарафинизаторами в больших объемах дает возможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами, число текущих ремонтов скважин из – за запарафинивания глубинно-насосного оборудования, средний МРП эксплуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700 суток. Штанги с наплавленными центраторами – депарафинизаторами используются в комплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36,4% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скважинах дополнительно внедрены плавающие скребки – центраторы завода «Радиоприбор». Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты от формирования АСПО, 1–2 раза в год промываются дистилятом или дистиллятом в композиции с нефтью. Штанги с наплавленными скребками – центраторами НГДУ «ИрН» внедрены на 26 скважинах (4,2%). Штанги с центраторами – депарафинизаторами и наплавленными скребками – центраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скважины, оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется со штанговращателями.