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.