Заканчивание и капитальный ремонт скважин

С целью подтверждения наличия достаточного количества извлекаемых углеводородов в продуктивных пластах и обоснования заканчивания скважины и начала добычи после завершении бурения проводится испытание скважины. Если испытание показывает, что скважина обладает высокой производительностью, то скважина заканчивается. В противном случае скважина ликвидируется.

Сначала в скважине устанавливается эксплуатационная обсадная колона. Цемент запечатывает пространство между обсадной колонной и стенками скважины. Затем перфорируется обсадная колонна, чтобы пластовые жидкости попали в скважину. Перфорация обычно производится путем взрывания небольших направленных зарядов на глубине продуктивной зоны. Некоторые пласты, имеющие по результатам испытания большое количество нефти, могут иметь небольшой дебит. Это может быть связано с тем, что продуктивная зона недостаточно проницаема или с тем, что пласт был поврежден или засорен во время буровых работ. В этих случаях скважина стимулируется гидравлическим разрывом, окислением или кислотным разрывом. Гидравлический разрыв подразумевает введение в пласт под высоким давлением жидкости, что вынуждает пласт растрескиваться. Затем в разрывы вводится песок для того, чтобы они оставались открытыми. Окисление подразумевает введение в пласт кислоты, в большинстве случаев соляной кислоты. Кислота растворяет растворимый материал так, что поры пласта раскрываются, и жидкость быстрее втекает в скважину. Кислотный разрыв - это сочетание гидравлического разрыва и окисления. Во время профилактического или капитального ремонта может также проводиться стимуляция, если поры засоряются во время добычи.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливаются в скважине для вынесения пластовых жидкостей и газа на поверхность. На поверхности устанавливается группа клапанов для контроля потока жидкости и газа из скважины. Если пластовое давление недостаточно для выдавливания пластовых жидкостей на поверхность, с помощью насоса, наиболее часто это штанговый насос, обеспечивается искусственный подъем. Как правило, штанговый насос подвешивается на колоне насосных штанг с насосной установки, обычно называемой насосом-качалкой, которая питается либо от электрического двигателя либо от двигателя, работающего на топливе.

Отходы, образующиеся в результате работ по заканчиванию скважины, включают углеводороды, пластовую воду, попутный песок, химреагенты для очистки, жидкости, используемые при разрыве, растворители, краску и остатки краски, почву, загрязненную углеводородами и попутной водой, и отходы, образующиеся в ходе эксплуатации и ремонта оборудования. Если было получено разрешение на размещение амбара, вероятнее всего его придется опорожнить, а с изоляционным покрытием амбара придется поступить, как с отходами.

Эксплуатационные скважины периодически нуждаются в значительном ремонте, который обычно именуется капитальным ремонтом. Капитальный ремонт включает установку НКТ и паккера, окисление или разрыв пластов, замену НКТ или насосного оборудования, повторное заканчивание для новых коллекторов, а также ликвидацию и установку цементного моста. Капитальный ремонт скважины также включает покраску и чистку оборудования. Жидкости, используемые при капитальном ремонте, - это обычно жидкости на водной основе. Для растворения осадка и повышения проницаемости добавляются кислоты, для деэмульгации эмульсий внутри скважины - поверхностно-активные вещества, для растворения парафинов внутри скважины - растворители и диспергаторы, а для контроля роста бактерий, способствующих образованию сероводорода - биоциды. Объем и количество отходов, образующихся при техническом обслуживании (текущем ремонте) скважины, могут варьироваться от практических нулевых, при проведении химической очистки и каротажа, до больших объемов, аналогичных тем, что образуются при проведении буровых работ. Эти отходы в целом включены в характеристику отходов, образующихся в ходе бурения и заканчивания скважин.

Добыча

В ходе основных технологических процессов нефтедобычи жидкость выносится на поверхность, и составные части жидкости и газа отделяются друг от друга. Жидкости, находящиеся в скважине, представляют собой сложную смесь жидких углеводородов, воды, газа и твердых частиц. Обычно сначала отделяются газовые составляющие, затем удаляются твердые частицы и вода и, наконец, происходит деэмульгация водонефтяных эмульсий.

Газ удаляется посредством прохождения жидкостей скважины через одну или несколько напорных камер. Каждая следующая напорная камера работает под более низким давлением, чем предыдущая. Все меньше и меньше газа остается нерастворенным в жидкостях скважины по мере понижения давления. Двухфазные сепараторы изолируют получаемые жидкости от газов, трехфазные сепараторы отделяют попутную воду от полученных жидкостей, а также от газа. Природный газ, удаленный на этом этапе, перерабатывается для реализации, используется на месте или просто сжигается в факеле.

Переработка газа в целом состоит из дегидратации и очистки (удаления сероводорода). Дегидратация производится посредством соединения газа с обезвоживающим средством, которое поглощает воду. Наиболее типичным обезвоживающим средством является гликоль. Использованный гликоль может дегидратироваться и использоваться повторно. При дегидратации гликоля обычно образуется вода и некоторые летучие органические соединения.

Иногда полученный газ содержит сероводород. Сероводород токсичен и потенциально смертельно опасен для человека, кроме того, сероводород вызывает коррозию труб. Сероводород может удаляться из потока полученного газа посредством ряда технологических процессов, в целом именуемых «удаление сероводорода». Процессы удаления сероводорода и утилизации образовавшихся отходов не рассматриваются в данном тексте.

После отделения газа остается смесь жидких углеводородов, попутной воды и твердых частиц. Вода и жидкие углеводороды обычно не смешиваются, однако процесс регенерации может быть достаточно бурным и может вызвать образование эмульсии из жидких углеводородов и какой-то части попутной воды. Для выделения попутной воды из эмульсии используются выталкиватели свободной воды.

Наконец, эмульсии деэмульгируются путем нагревания жидкости в подогревателе-деэмульгаторе или путем деэмульгирования ее с помощью химических деэмульгаторов. Тепловая обработка более типична, чем химическая обработка для деэмульгации эмульсий. Подогреватели-деэмульгаторы могут состоять из нескольких систем, в том числе дополнительных газовых сепараторов, выталкивателей свободной воды, пескоотделителей и фильтров. Фильтрация улучшает качество попутной воды и углеводородов. Пескоотделители удаляют избыточный песок и прочие твердые частицы.

Факелы могут располагаться в различных точках вдоль системы сбора либо с целью сжигания добываемого газа, либо для использования исключительно в случае чрезвычайной ситуации. Несгоревшие материалы с факела собираются в шурфы для сжигания нефтяного газа.

Первичным отходом, образующимся во время процессов обработки, является попутная вода. Попутная вода затем очищается для сброса или закачки. Попутная вода очищается с помощью ряда методов для удаления остатков углеводородов и твердых частиц. Прочие отходы, образующиеся во время процессов обработки, - это песок и осадок, донный осадок (твердые частицы и осадок), почва, загрязненная углеводородами и попутной водой, излишки химикатов, использованные фильтры и фильтровальные материалы и летучие газообразные отходы, а также отходы, обычно связанные с эксплуатацией и ремонтом оборудования. Попутный песок и осадок могут содержать природные радиоактивные материалы (ПРМ).

Системы сбора (выкидные линии) используются для перемещения жидкостей от отдельных скважин к очистным сооружениям и местам хранения. Как скважины, так и выкидные линии подвержены закупориванию, вызываемому осаждением парафина внутри НКТ и сети труб по мере снижения давления и температуры. Газовые выкидные линии также могут закупориваться в результате образования гидратов и льда. Гидраты образуются под высоким давлением в результате реакции водяного пара с определенными компонентами добываемого газа; образование льда вызывается замерзанием водяных паров при низких температурах. Скважины и выкидные линии также подвержены коррозии, при вступлении кислоты, содержащейся в газе, в реакцию с железом, содержащемся в НКТ, выкидных линиях и прочем оборудовании.

Обработка скважин и очистка газа с целью профилактики или сведения к минимуму случаев закупорки или повреждения коррозией зачастую проводятся на устье скважины посредством либо дозированной обработки, либо непрерывной закачки. Для удаления парафина из НКТ и сети труб используются растворители или диспергаторы парафина. Для профилактики образования гидратов и льда используются такие обезвоживающие средства, как гликоль, аммиак и метанол. Для подавления реакции между кислотой в газе и железом применяются ингибиторы коррозии.

Парафин из скважины можно удалить механической выемкой или прокачкой горячей нефти, а из трубы с помощью скребков для чистки трубопроводов или с помощью нагревания. Парафин, удаленный растворителями, диспергирующими веществами и при помощи обработки горячей нефтью, обычно считается частью процесса сепарации и обработки. Парафин, удаленный механически с помощью выемки или скребков для чистки трубопроводов, причисляется к отходам. Прочие образующиеся отходы включают почву, загрязненную углеводородами, попутной водой, парафином и химреагентами, используемыми при обработке.