Условия работы оборудования применяемого при химической обработке скважин

Обновлено: 07.07.2024

Оборудование, применяемое при цементировании скважины

Для цементирования обсадных колонн в основном применяют цементировочные агрегаты следующих типов: ЦА-320М, ЗЦА-.400, ЗЦА-400А и др. (ЦА - цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 соответственно 32 и 40 МПа - максимальное давление, развиваемое насосами этих цементировочных агрегатов).

Цементировочные агрегаты предназначены:

- для приготовления, закачки и продавки тампонажных (или других) растворов в скважины;

- для проведения различного рода промывок скважин через спущенные колонны труб;

- для обработки призабойной зоны скважин, закачки растворов изотопов, проведения гидропескоструйной перфорации и других технологических операций в скважинах;

- для перекачки различных жидкостей или растворов из емкостей колодцев и водоемов;

- для гидравлической опрессовки обсадных труб и колонн, а также различного оборудования.

Наиболее широкое распространение в промысловой практике нефтегазовых районов страны получили цементировочные агрегаты ЦА-320М и ЗЦА-400А.

Технология проведения цементирования скважины.

Цементирование – процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, непроницаемое тело.

Цементирование О.К. – один из наиболее ответственных этапов строительства скважины. Высокое качество цементирования любых скважин включает: герметичность о.к. и цементного камня за колонной.

Основными целями цементирования являются:

1). Изоляция проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращения перетоков пластовой жидкости по заколонному пространству;

2). Удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны;

3). Защита обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей;

4). Устранение дефектов в крепи скважины;

5). Создание разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

6). Создание высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки;

7). Изоляция поглощающих горизонтов;

8). Упрочнение стенок скважины;

9). Герметизация устья в случае ликвидации скважины.

-осуществление выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке с обеспечением контакта цементного раствора – камня с поверхностью О.К. и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологическими и технологическими факторами.

Эти факторы следующие:

1. Сроки схватывания и время загустеваниятампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водоотдача и другие свойства.

2. Совместимость и взаимосвязь бурового и цементного растворов в заколонном пространстве.

3. Режим движения бурового и тампонажного растворов в заколонном пространстве.

4.Объем закачиваемого тампонажного материала, время его контакта со стенкой скважины.

5. Качество и количество буферной жидкости.

7. Цементирование колонны.

Существует несколько способов цементирования:

- способы первичного цементирования (одноступенчатое, многоступенчатое, обратное, манжетное);

- способы вторичного (ремонтно-исправительного) цементирования;

- способы установки разделительных цементных мостов.

Одноступенчатое цементирование - тампонажный раствор закачивают в объеме, необходимом для заполнения заданного интервала кольцевого пространства скважины и участка О.К. ниже обратного клапана, а продавочная жидкость – в объеме, необходимом для заполнения внутренней полости колонны выше обратного клапана. Плотность тампонажного раствора должна быть больше плотности промывочной жидкости.

Обратное, когда в кольцевое пространство сразу закачивается цементный раствор.

Прямое, когда цементный раствор закачивается в О.К., а уже потом прдавливается в кольцевое пространство. Оно подразделяется на:

А)Одноступенчатое (используется чаще всего).

Б)Двухступенчатое (используется на интервалах большой протяжённости или с АНПД). Может быть с разрывом во времени и без разрыва во времени.

Ступенчатое цементирование (с разрывом во времени). К нему прибегают в случаях:

1. Если зацементировать данный интервал за один прием невозможно из-за опасности разрыва пород;

2. Если существует опасность ГНВП в период схватывания и твердения тампонажного раствора;

3. Если для цементирования верхнего участка длинного интервала должен использоваться такой тампонажный раствор, который нельзя подвергать воздействию высокой температуры, характерной для нижнего участка.

Манжетное цементирование. Применяется, если нижний участок обсадной колонны составлен из труб с заранее профрезерованными отверстиями. В конце промывки в скважину сбрасывают шар. С потоком ПЖ шар опускается вниз и садится на седло нижней втулки цементировочной муфты. Поскольку насос продолжает закачивать ПЖ, то давление в колонне резко возрастает, втулка срезает штифты, удерживающие ее в корпусе муфты, опускается вниз до ограничителя и открывает окна для выхода жидкости в кольцевое пространство. С этого момента процесс идет также как и при двухступенчатом цементировании

42. Возвратные работы.

Возвратные работы – процесс перевода данной скважины для разработки горизонта или пропластка, залегающего ниже или выше пласта, разработка которого по тем или иным причинам прекращается (в некоторых случаях временно).

Возвратные работы обычно осуществляются на многопластовых нефтегазовых месторождениях с целью более полного охвата разработкой всех залежей и более рационального использования фонда действующих скважин.

Возврат скважин на эксплуатацию ниже- или вышезалегающих пластов осуществляются в основном при истощении или малодебитности эксплуатируемого пласта, его полного обводнения контурной водой, а также в том случае, если газовый фактор превышает оптимальные для данной залежи значения, или по каким-либо техническим причинам.

Возврат скважины на другие горизонты по техническим причинам допускается:

1) если нет возможности осуществить в ней изоляционные работы по прекращению притока посторонних вод;

2) если дальнейшая эксплуатация скважины затруднена из-за наличия дефектов в обсадной колонне и невозможно их устранить;

3) если в скважине произошли сложные аварии, ликвидация которых невозможна или экономически нецелесообразна.

Одна из главных причин возврата скважины на эксплуатацию другого пласта – истощение разрабатываемого пласта, когда суточный ее дебит достигает предела рентабельности. Этот предел определяется уровнем себестоимости добычи нефти, учитывающим возмещение всех издержек производства при действующих оптовых ценах на нефть и нефтепродукты (т. е. издержки по добыче, транспортировке и переработке нефти).

Решение о нерентабельности дальнейшей эксплуатации скважиной данного пласта из-за ее малодебитности по нефти и газу можно принимать лишь после применения в ней всего известного комплекса мероприятий по повышению нефтегазоотдачи.

43. Зарезка скважин вторым стволом.

Зарезка и бурение второго ствола— метод восстановления скважин. Работы по зарезке и бурению второго ствола состоит из следующих основных этапов:

выбор интервала в колонне для вскрытия окна;

спуск и крепление отклонителя в колонне;

вскрытие второго окна;

бурение второго окна;

подготовка к спуску ЭК или хвостовика;

цементирование колонны (разобщение пластов);

испытание колонны на герметичность.

Оборудование для бурения второго ствола:наземное: 1) установка А-50, DХ-100, К-125, НКТ-300, 500; 2) промывачный вертлюг; 3) насосная установка; 4) ротор; 5) ведущие БТ. подземное: 1) колонна БТ; 2) турбобур или винтовой^забойньтй двигатель (турбинное бурение); 3) райдер-фрезерн; 4) отклоненители; 5)бурильные долота. Зарезка второго ствола позволяет восстанавливать вторую скважину, в которых работы по отчистки их от посторонних предметов или исправлению дифектов ЭК или её фильтровой части не привели к необходимым результатам. Зарезку вторым стволом выполняют следующем образом:

1 скважину обследуют свинцовыми печатями и шаблоном для определения возможности применения отклонителя.

2 выбирают место в колонне, для вскрытия окна. При этом необходимо учитывать следующее:
а) для максимального использования длины основной колонны и сокращение длины второго ствола, окно должно распологатся на возможно большей глубине в зоне, где есть цементное кольцо,

б) окно следует прорезать между муфтами обсадной трубы — при выполнении этого условия облегчается процесс прорезки, а прочность колонны уменьшается в меньшей степени,

в) окно должно распологаться в зоне нахождения глинистых пластов, что обеспечит возможность внедрения в стенки пласта металлической стружки и кусков металла, отделяющихся от ЭК. Вскрытие окна против продуктивных пород может привести к тому, что второй ствол будет располагаться в непосредственной близости от первого, в результате чего могут возникнуть осложнения при проводке скважины и ее эксплуатации. Вскрытие окна против слабосцеменгированных песков или песчаников, а также при отсутствии цементного кольца может привести к размывку и осыпанию пород, прихвату инструмента в зоне.

г) если конструкция скважины многоколонная, необходимо выбирать место для вскрытия на такой глубине, где располагается только одна колонна;

д) прорезку следует производить в зоне увеличения угла наклона ствола скважины;

е) в данном интервале должны отсутствовать водоносные или водопоглощающие пласты.

После определения интервала, в котором целесообразно прорезать окно, с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют точное местоположение муфт, соединяющих трубы прорезаемой эксплуатационной колонны. Действие локатора основано на изменении магнитных свойств колонны в зоне нахождения муфт — когда он находятся рядом с ней, то на диаграмме записывается "пик" Если для определения положения муфт используется гидрорасширитель, то его спускают на бурильных трубах выше 20. м предполагаемой зоны прорезки окна, закачивают в него жидкость и медленно перемещают вниз. При этом резцы выходят из корпуса расширителя и упираются в стенку колонны. При попадании их в стык между трубами, стянутыми муфтой, расширитель зависает, что регистрирует индикатор веса. Спуск расширителя прекращают, место расположения муфты фиксируют, после чего давлениев гидрорасширителе уменьшают, резцы убираются в корпус, расширитель опускают вниз на 0,5-1 м; затем его опять нагружают давлением и продолжают спускать до встречи с новым стыком труб, соответствующим следующей муфте.

3. Определив точное расположение муфт с учетом размеров отклонителя, в колонне создают цементный стакан с таким расчетом, чтобы, упираясь в него, отклонитель обеспечил прорезку окна, минуя муфту. Для нахождения места расположения муфты и создания цементного кольца для опоры отклонителя применяют скважинные механические фиксаторы.

4.После создания цементного стакана на бурильных трубах спускают отклонитель для обеспечения необходимого отклонения от режущего инструмента, вскрывающего, окно и предающего начальное направление при бурении второго ствола. Он представляет собой клин с плоской или криволинейной поверхностью.

Отклонитель ОЗС включает три основных узла; опору и крепление, клин и спускной клин. Опору и крепление служат для фиксация отклонителя на забое, исключают его поворот при вскрытия окна" и бурении второго ствола. Клин-отклонитель обеспечивает необходимое направление режущего инструмента и воспринимает радиальную составляющую усилии, возникающего при прорезке стенки скважины, Спускной клин предназначен для спуска отклонителя в скважину. Спускают отклонитель на бурильных трубах с небольшой скоростью. При достижения забоя срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Далее нагрузку на откгонитель увеличивают до 80-100 кН, в результате чего болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, срезаются и его поднимают на поверхность. Отклонитеяь остается на забое постоянно и на поверхность не извлекается.

Виды обработок ПЗП.

Призабойная зона скважины изменяет свое строение, масштабы, а также гидродинамические свойства на протяжении всего периода существования скважины. Данные параметры являются показателем гидравлической связи скважины с пластом и оказывают значительное воздействие на ее производительность.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что применив определенные методы воздействия на призабойную зону пласта, можно восстановить или повысить ее фильтрационные свойства. Как показывает практика, существует несколько методов, которые применяют для улучшения фильтрационных свойств скважины. К таким методам относятся:

· химические методы или методы кислотной обработки;

· механические методы (гидравлический разрыв пласта с использованием импульсно-ударного воздействия и взрывов);

· тепловые методы (паротепловая обработка, электропогрев);

· комбинирование указанных методов.

45. Химические методы воздействия на ПЗП.

За последние годы разнообразие кислот используемых для обработки призабойной зоны пласта увеличилось. Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения.

В настоящее время применяют кислоты:

Существуют следующие виды кислотных обработок (технологий), как:

1. Соляно-кислотная обработка:

- простые кислотные обработки;

- кислотные обработки под давлением;

- глубокая кислотная обработка;

- кислотная обработка пластов с низкой температурой;

2. Глинокислотная обработка.

Кислотную обработку применяют как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

В первых — для увеличения дебита, во вторых — приемистости скважин.

Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Химическая обработка скважин заключается в накачивании в, скважину соляной кислоты. Обработка забоя скважины кислотой уменьшает сопротивление продвижению нефти и тем самым увеличивает дебит скважин. [1]

Для химической обработки скважин используется типовое химическое оборудование ( резервуары, насосы), защищенное специальными покрытиями. Работы с химическими реагентами ведутся после инструктажа по технике безопасности в спецодежде: резиновый костюм, перчатки, сапоги, противогаз. Химическую обработку скважины следует выполнять в строгом соответствии с проектом работ и требований охраны природы. [2]

Общий объем химических обработок скважин по Советскому Союзу составляет более 3000 в год. Найдены новые эффективные и термостойкие поверхностно-активные ингибиторы. [3]

Исходная информация об эффективности технологии химической обработки скважин разделена на два класса с учетом прироста дебитов скважин после обработки призабойной зоны и объектов испытания. [5]

Коэффициент продуктивности дает средство для оценки результатов химической обработки скважин или ремонтных работ. Сравнение коэффициента продуктивности до и после обработки является лучшим критерием для выявления эффекта проведенной работы, чем абсолютные дебиты нефти при постоянном диаметре штуцера или иных произвольно выбранных условиях. До того, как замеры коэффициента продуктивности вошли в практику, результат обработки кислотой забоев глубиннойасосных скважин часто недооценивался, так как текущий дебит после обработки ограничивался производительностью насоса. [6]

Коэффициент продуктивности дает средство для оценки результатов химической обработки скважин или ремонтных работ. Сравнение коэффициента продуктивности до и после обработки является лучшим критерием для выявления эффекта проведенной работы, чем абсолютные дебиты нефти при постоянном диаметре штуцера или иных произвольно выбранных условиях. До того, как замеры коэффициента продуктивности вошли в практику, результат обработки кислотой забоев глубиннонасосных скважин часто недооценивался, так как текущий дебит после обработки ограничивался производительностью насоса. [7]

В настоящее время для повышения эффективности удаления солей химические обработки скважин сочетают с ТГХВ или дополнительной перфорацией. Такие комплексные обработки скважин позволяют надежно ликвидировать отложения солей в глубинно-насосном оборудовании и призабойной зоне пласта, восстановить нормальную работу насосной установки и коэффициент продуктивности. [8]

Аналогичным образом авторы предлагают определять влияние гидравлического разрыва пластов, химической обработки скважин , внедрения погружных электронасосов и гидропоршневых насосов, увеличения коэффициента эксплуатации скважин, объемов закачки, природных факторов на изменение уровня производительности труда. [9]

Эти нежелательные эффекты могут устраняться при комплексном использовании тепловых методов с химическими обработками ПЗП скважин . Например, эффективность тепловых методов повышается при сочетании тепловых методов с обработкой растворителем. [10]

Ко второй группе мероприятий относятся добавка к глинистому, раствору различных примесей, применение химической обработки скважин , торпедирование. [11]

Вторая группа методов включает: увеличение давления нагнетания воды в пласт, кислотные обработки пород ПЗП, тепловые и химические обработки скважин , гидравлический разрыв пласта, технологии выравнивания профиля приемистости скважин. [12]

Рабочие нефтяных и газовых промыслов, газовых и газокомпрессорных цехов, цехов и групп по перекачке нефти, химической обработке скважин , установок по обессоливанию ( обезвоживанию) нефти поощряются по тому же принципу: за выполнение плана производства начисляется премия до 15 % к тарифной ставке и по 1 5 % за каждый процент перевыполнения плана. [13]

В связи с этим ВОДГЕО были проведены исследования состава осадков и натурные наблюдения зон кольматажа, позволяющие более обоснованно выбирать способы химических обработок скважин , снизивших производительность. [14]

Ответственность за обеспечение безопасных условий приготовления и закачки инвертной эмульсии Полисил-ДФ возлагают на мастера бригады капитального ( подземного) ремонта скважин или мастера бригады химической обработки скважин . [15]

Кислотная обработка скважин: технологии и оборудование

Кислотная обработка скважин – одна из технологий, применяющаяся при освоении скважин и их эксплуатации. Основной ее целью является очистка забоя для интенсификации притока пластового флюида. Различают несколько модификаций данной технологии, в зависимости от режима воздействия на пласт и геологических условий.

Назначение и принцип

Кислотная обработка применяется при бурении, эксплуатации и обслуживании объектов добычи нефти для решения следующих задач:

обработка призабойной зоны в период освоения скважины (для притока пластового флюида после окончания ее строительства);
интенсификация (повышение дебита);
очистка фильтра и забоя от загрязнений, скапливающихся в процессе эксплуатации, после закачки воды или ремонта скважины;
устранение отложений в обсадных колоннах и другом подземном оборудовании.

Кислоты, закачиваемые в скважину, растворяют кальцийсодержащие породы (известняк, доломит и другие), а также частицы цементирующих составов, которые остаются на забое после цементирования затрубного пространства.

Типы обработки

В практике эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти выделяют следующие виды кислотной обработки:

матричная (закачка реагента под давлением, значение которого меньше гидроразрыва пласта);
кислотные ванны внутрипластовые (простая обработка);
под большим давлением (кислотный гидроразрыв, при этом происходит трещинообразование);
поинтервальное воздействие;
термокислотная обработка.

Последний вид технологии применяется в тех ситуациях, когда поры коллектора в призабойной зоне забиты отложениями парафина, смолами и высокомолекулярными углеводородами.

Кислотные ванны скважин в основном проводят в следующих случаях:

первичное освоение (ввод скважин в эксплуатацию);
очистка необсаженных фильтров;
очистка фильтра, перекрытого обсадными трубами, от кислоторастворимых материалов.

Виды реагентов

Базовыми веществами, применяемыми при кислотной обработке скважин, служат соляная HCl и плавиковая HF кислоты, а также их смесь (глинокислота). Реже используют другие кислоты:

уксусная;
сульфаминовая;
муравьиная;
серная;
смеси органических кислот.

Если геологическая формация находится в условиях высокой температуры, то в пласт закачивают уксусную или муравьиную кислоту. Применение сульфаминовой кислоты обосновано в тех случаях, когда коллекторы состоят из сульфат- и железосодержащих карбонатных пород, так как их реагирование с соляной кислотой приводит к выпадению гипса или безводного сернокислого кальция.

Рабочий раствор реагента приготавливают на промысловых кислотных базах и перевозят в авто- или железнодорожных цистернах, окрашенных внутри стойкой эмалью, с резиновым или эбонитовым покрытием.

Кислотная обработка проводится не только в нефтяных скважинах, но и в водонагнетательных (для поддержания пластового давления), а также в артезианских. Работа в абиссинских колодцах, на малой глубине, может проводиться желонкой для чистки скважин.

Основные параметры

На выбор состава реагента влияют следующие факторы:

Трещиноватость породы. При высоком значении этого показателя целесообразно применение загущенных кислот и пен. Это способствует повышению охвата пласта. Для загущения в кислоту вводят карбокилметилцеллюлозу (КМЦ).
Загрязненность забоя скважины минеральными взвесями и низкая проницаемость пористого коллектора. В этом случае для улучшения проникновения реагента предпочтительнее газированные кислоты, у которых снижено поверхностное натяжение на границе с горной породой. Для аэрации жидкости используют воздух, азот, углекислый газ.
Минеральный состав пород. Пласты, состоящие из песка, песчаников и алевролитов, обрабатывают глинокислотой.
Температура на забое. Так, применение сульфаминовой кислоты ограничено тем, что при нагреве до 80 °С она разлагается водой на 43%. При температуре свыше 115 °С на забое закачивают концентрированную соляную кислоту.

Необходимый объем кислоты рассчитывается по формуле и зависит от следующих факторов:

толщина интервала пласта, подвергающегося кислотному воздействию;
пористость пород;
глубина обработки;
радиус скважины.

Максимальное давление закачки определяется следующими критериями:

цели и метод обработки;
прочность эксплуатационной колонны;
толщина перемычки между рабочим и соседним интервалом пласта.

Продолжительность выдержки кислоты определяется опытным путем – с помощью замера ее концентрации в растворе, вытесненном на устье скважины через насосно-компрессорные трубы. Среднее значение этого параметра находится в пределах 16-24 ч.

Добавки

В чистом виде кислоты используются редко. В качестве присадок к ним в нефтедобывающей промышленности применяют следующие вещества:

ингибиторы коррозии – для предупреждения разрушения обсадных, насосно-компрессорных труб и другого оборудования;
комплексообразующие соединения, которые предотвращают образование геля или гидроксида железа, забивающих поры коллектора;
азотнокислый калий для обработки ангидритов (сульфатов);
стабилизаторы для сохранения в растворенном состоянии продуктов реакции;
лимонная или уксусная кислота для обработки железосодержащих карбонатных пород;
поверхностно-активные вещества, или интенсификаторы (ОП-10, ОП-7 и другие) для улучшения смачиваемости пород и облегчения удаления продуктов реакции с забоя.

Соляная кислота

При кислотной обработке скважин с использованием HCl ее оптимальная концентрация составляет 10-16%. Более насыщенные растворы не применяют по следующим причинам:

снижение скорости растворения;
увеличение коррозионной активности;
рост эмульгирующей способности;
повышение выпадения в осадок солей при смешивании с минерализованной пластовой водой.

При обработке сульфатсодержащих пород в состав рабочей жидкости вводят присадки из поваренной соли, сульфатов калия или магния, хлористого кальция. Последнее вещество также служит в качестве замедлителя нейтрализации кислоты при повышенных температурах на забое скважины.

Плавиковая кислота

Плавиковая кислота относится к сильнодействующим и применяется для растворения следующих материалов:

силикатные соединения в пластах терригенного характера;
глинистый или цементный раствор, поглощенный при бурении или ремонте скважины;
цементная корка на забое.

В качестве заменителя этого реагента используют также фторид-бифторид аммония, расход которого в 1,5 раза меньше.

Простая солянокислотная обработка

Простые обработки производятся с помощью одной насосной установки. Перед закачкой кислоты проводят промывку скважины водой для предварительного удаления частиц шлама и других загрязнений. Если на забое и в насосно-компрессорных трубах (НКТ) имеются отложения парафина или смол, то в качестве промывочной жидкости используют органические растворители – керосин, сжиженную пропан-бутановую фракцию и другие. Обработку на истощенных месторождениях можно производить с помощью желонки для чистки скважины.

Предварительные мероприятия включают также следующие операции:

монтирование агрегата для подземного ремонта у устья скважины;
извлечение скважинного оборудования (для эксплуатирующихся скважин);
спуск НКТ к нижним перфорационным отверстиям обрабатываемого интервала:
оборудование устья скважины арматурой для обвязки труб и обратного клапана;
обвязка насосной установки с НКТ, кислотовозом, автоцистернами с продавочной жидкостью;
гидроиспытание нагнетательных трубопроводов под давлением, в 1,5 раза превосходящим рабочее.

Далее в скважину закачивают кислоту в объеме, равном полости НКТ, после чего закрывают затрубную задвижку. Затем нагнетают остаток реагента и продавочную жидкость. В качестве последней на эксплуатационных скважинах используют сырую дегазированную нефть. Как выглядит процесс кислотной обработки, можно узнать из рисунка ниже.

После закачки полного объема закрывают буферную задвижку, отсоединяют насос и другое оборудование. Кислота остается в скважине в течение необходимого времени для растворения, после чего насосом извлекают продукты химической реакции путем обратной промывки.

Поинтервальная технология

При вскрытии нефтегазоносного пласта, имеющего слои с разной проницаемостью, простая кислотная обработка скважин приводит к тому, что она воздействует только на самую проницаемую прослойку. В таких случаях целесообразно применение поинтервальной технологии.

Для изолирования каждого слоя в скважину устанавливают 2 пакера. Перетекание раствора кислоты по затрубному пространству предотвращается при помощи его цементирования. После обработки выделенного участка пласта переходят к следующему.

Кислотный гидроразрыв и термокислотное воздействие

Кислотная обработка скважин под высоким давлением проводится при эксплуатации и освоении пластов с неоднородной проницаемостью. Простые кислотные ванны в таких случаях неэффективны, потому что кислота «уходит» в хорошо проницаемые слои, а другие участки остаются неохваченными.

Перед закачкой реагента делают изоляцию прослоек с высокой проницаемостью при помощи пакеров (аналогично предыдущей технологии). Подготовительные мероприятия проводят по схеме простой кислотной обработки скважин. Обсадную колонну защищают установкой пакера с якорем на НКТ.

В качестве рабочего реагента используют эмульсию, приготовленную из раствора соляной кислоты и нефти. Как выглядит компоновка агрегата "Азинмаш-30А" для нагнетания кислоты в пласт, показано на рисунке ниже.

Данный агрегат снабжен трехплунжерными горизонтальными насосами высокого давления. Иногда для проведения обработки используется 2 насосные установки. В нефтяной промышленности выпускают и другие агрегаты – УНЦ-125х35К, АНЦ-32/50, СИН-32, изготавливаемые на шасси КрАЗ или УРАЛ. Типичная компоновка установок включает колесное шасси повышенной проходимости, монтажную платформу, на которой устанавливается основное технологическое оборудование, высоконапорные насосы, цистерну для транспортировки и подачи реагента, кислотоустойчивый манифольд, состоящий из напорного и приемного трубопроводов.

При термокислотном воздействии в скважину спускают реакционные наконечники. Их внутренняя полость заполнена магнием в виде стружки или гранул, а наружная поверхность имеет перфорированные отверстия. При воздействии кислоты на магний выделяется большое количество тепловой энергии.

Защита оборудования от коррозии

Реагенты, применяемые при кислотной обработке скважин, являются коррозионно-активными средами по отношению к металлам. Скорость коррозии деталей, изготовленных из стали Ст3 при температуре 20 °С и концентрации HCl 10%, составляет 7 г/(м 2 ∙ч), а для смеси 10% HCl и 5% HF – 43 г/(м 2 ∙ч). Поэтому для защиты металла оборудования используют ингибиторы:

формалин;
катапин;
уротропин;
ингибитор И-1-А;
уникол и другие.

Техника безопасности при кислотных обработках скважин

При проведении кислотного воздействия на пласт используются токсичные и огнеопасные вещества. В случае их утечки или разлива может быть нанесен большой урон окружающей среде.

Предварительно разрабатывается план проведения кислотной обработки, который утверждается главным инженером НГДУ. Работы производятся по наряду-допуску и технологическому регламенту. В качестве мер безопасности применяются следующие:

Остатки химреагентов и промывочных жидкостей собирают в специальные емкости для последующей утилизации.
Контроль концентрации паров кислоты производится с помощью газоанализатора.
Насосную технику и цистерны устанавливают на расстоянии не меньше 10 м от устья скважины, кабины автомобилей располагают в обратную сторону.
Во время нагнетания кислот возле агрегатов остаются только те работники, деятельность которых непосредственно связана с обслуживанием техники; все остальные лица удаляются на безопасное расстояние.
Запрещается проведение работ при сильном ветре, тумане и в темное время суток.
До сброса давления в системе не производят ремонтно-монтажные работы на трубопроводах и технологическом оборудовании.
Для защиты от влияния кислот используют средства индивидуальной защиты – специальную одежду (резиновые фартуки, сапоги), резиновые перчатки, очки, маски, противогазы.

На промысле также должен быть аварийный запас спецодежды и химических веществ для нейтрализации кислот (известь, мел, хлорамин и другие). Весь рабочий и инженерный персонал обязан проходить периодическое обучение и аттестацию на знание правил техники безопасности согласно графику, утвержденному руководителем предприятия.

ИПБОТ 202-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при обработке скважин кислотами

Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия: 1 января 2008 г.
Опубликован:

Постановление Госгортехнадзора России Постановление Министерства труда и социального развития РФ ИПБОТ установить закладку установить закладку

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ" ООО "СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ"

ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда при обработке скважин кислотами

Профсоюз работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации

Председатель профсоюза Л.А.Миронов

Постановление N 14-01/75 от 5 августа 2008 г.

Директор ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" М.П.Семашко

Зам. директора ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" - ГКП Кривцов B.C.

1 Общие требования безопасности

1.1 Работники бригады по кислотной обработке скважин должны знать и уметь выполнять комплекс работ, предусмотренных главами 12, 38 "ЕТКС" выпуска N 6 разделы "Бурение скважин", "Добыча нефти и газа".

1.2 Работники бригады по кислотной обработке скважин допускаются к выполнению работ после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к указанным работам.

1.3 Обработка скважин кислотами и их смесями должна производиться при наличии наряда-допуска и технологического регламента, оформленных в установленном порядке.

1.4 Мастер ПРС и КРС должен провести специальные занятия с целевым инструктажем на рабочем месте с записью в журнале инструктажей под расписку.

1.5 Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента.

1.6 На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть:

аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;
запас чистой пресной воды;
нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).

1.7 Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

1.8 После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.

1.9 Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.

1.10 Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.

1.11 Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.

1.12 В связи с опасностью и сложностью проведения закачки кислоты в пласт, производство этих работ при силе ветра 11 м/сек и более, при тумане, в темное время суток без соответствующего освещения запрещается.

1.13 При проведении кислотной обработки скважины запрещается присутствовать на территории скважины посторонним лицам.

1.14 Кислоты и их смеси должны храниться и транспортироваться в специальных стальных контейнерах (цистернах), изготовленных по нормативно-технической документации. Степень заполнения цистерн определяют с учетом максимального использования вместимости объемного расширения продукта при возможном перепаде температур в пути следования.

1.15 Цистерны должны быть герметизированы прокладками из стойкого к кислотам материалами и иметь следующие надписи:

наименование продукта и обозначение технических условий;
номер партии и дату изготовления.

1.16 Освещенность рабочего места должна соответствовать требованиям санитарных норм и правил согласно приложению N 6 (книга 1).

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1 Перед началом работы необходимо:

2.1.2 произвести обход обслуживаемого оборудования по определенному маршруту, проверить визуально состояние (целостность) агрегатов, механизмов и инструментов, наличие реагентов, приборов КИП и А;

2.1.3 получить необходимые сведения от сдающего смену о состоянии оборудования, неисправностях, требующих немедленного устранения, и распоряжениях на предстоящую смену;

2.1.4 ознакомиться со всеми записями в журналах: оперативном, дефектов, учета работ по нарядам и распоряжениям, распоряжениями, вышедшими за время, прошедшее с предыдущего дежурства.

2.2 После окончания обхода сообщить руководителю работ о готовности смены к приемке.

опробовать оборудование до приема смены;
уходить со смены без оформления приема и сдачи смены.

2.4 Перед обработкой скважин кислотами или их смесями скважины должны быть заглушены задавочной жидкостью.

2.5 До закачки смеси кислот в скважину нагнетательная линия должна быть испытана на полуторакратное рабочее давление. На линии должен быть установлен обратный клапан. При этом запрещается устанавливать агрегаты для закачки смеси под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением.

2.6 Все коммуникации, связанные с закачкой кислоты, должны быть герметичны и предварительно опрессованы на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего.

2.7 Все применяемые для подачи кислоты шланги должны быть надежно закреплены с помощью винтовых хомутов.

2.8 Все связанные с кислотой работы должны производиться с применением защитных средств: резиновых фартуков, сапог, перчаток, защитных очков или масок.

2.9 При разбавлении кислоты - кислота должна наливаться в воду, а не наоборот (для предотвращения разбрызгивания кислоты).

2.10 Категорически запрещается производство ремонтных работ на подающих кислоту или ее раствор коммуникациях (подтяжка соединений и т.д.) во время их работы.

2.11 Разборка коммуникаций после закачки кислоты должна производиться только после их тщательной промывки водой.

2.12 Все места разлива кислоты на территории буровой должны быть тщательно очищены и засыпаны землей.

2.13 Для транспортировки кислоты должна применяться только герметически закрытая тара. Запрещается во время перевозки кислоты нахождение людей рядом с тарой. При переносе кислоты должны быть приняты меры против ее разбрызгивания из тары.

3 Требования безопасности во время работы

3.1 При закачке смеси кислоты в скважину агрегаты устанавливаются на расстоянии 10 м от устья скважины и с наветренной стороны. Соединение агрегата со скважиной должно осуществляться только металлическими линиями высокого давления.

3.2 Сальники насосов должны быть закрыты специальными кожухами, которые должны сниматься только во время ремонта. Ремонт оборудования и коммуникаций во время закачки кислоты в скважину запрещается. При необходимости ремонта следует прекратить закачку продукта, снизить давление до атмосферного, оборудование и линию промыть водой.

3.3 При попадании паров, смеси кислот в дыхательные пути необходимо делать содовые ингаляции и пить теплое молоко. При попадании на кожу - обильное промывание водой не менее 10 минут, нейтрализация 3-5% раствором пищевой соды и снова водой. После оказания первой медицинской помощи пострадавшего необходимо доставить к врачу.

3.4 При проливе смеси кислот после окончания работы необходимо ее убрать при помощи опилок или песка, после чего место пролива смыть раствором соды и водой. Загрязненные опилки и песок нейтрализовать содой.

3.5 Персонал, работающий с кислотами и их смесями при обработке скважин, должен применять дополнительно следующие индивидуальные средства защиты: фильтрующие противогазы марки БКФ, резиновые сапоги, резиновые перчатки, прорезиненные фартуки, защитные очки.

3.6 Для производственных нужд выпускаются кислоты:

плавиковая кислота - техническая, содержит 40-70% HF;

техническая соляная кислота содержит до 27,5% НСl;
синтетическая - до 37% НСl.

3.7 При работе с кислотами необходимо:

бутыли с кислотами хранить, перевозить и переносить в корзинах или деревянных ящиках с ручками;
выливать кислоты из бутылей в мерник вдвоем с удобной площадки;
пользоваться защитными очками, резиновой обувью и перчатками, резиновыми или клеенчатыми фартуками.

3.8 После окончания обработки промыть систему водой до рН 5 7 единиц.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 В случае возникновения аварийной ситуации, инцидента (поломки промывочного агрегата, разгерметизации нагнетательной системы) немедленно прекратить работу, сообщить о ситуации руководителю работ и действовать в соответствии с полученными указаниями.

4.2 В случае возникновения пожара необходимо:

прекратить все технологические операции;
сообщить о пожаре;
отключить электроэнергию;
принять меры к удалению людей из опасной зоны;
умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.

В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.

4.3 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.

По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.

5 Требования безопасности по окончании работы

5.1 Отключить оборудование, закрыть подачу пара, газа, воды и т.п. Произвести очистку оборудования после отключения электроэнергии.

5.2 Привести в порядок рабочее место. Приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.

5.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.

5.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).

5.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.

5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения "скользкости". Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.

Литература:

Паспорт и руководство по эксплуатации на установку по закачиванию кислоты

Читайте также: