Арланское месторождение. КУРСОВАЯ11111. Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы
 Скачать 382.83 Kb.
|
|
Эксплуатация УЭЦН Отложения верейского горизонта эксплуатируются установкой ЭЦН-18 (скв.1482). Глубина спуска насосной установки составляет 1016 м, динамический уровень в скважинах - 850 м, фактическое значение забойного давления - 2,2 МПа, что обеспечивает депрессию на пласт 7,4 МПа. Расчетное допустимое минимальное погружение насосов под динамический уровень от 150 (при обводненности более 90 %) до 350 м (при обводненности менее 30 %). Скважинное оборудование работает в пределах своих рабочих характеристик. Отношение Рзаб/Рнас составляет в среднем 0,44. Скв.1482 работает в периодическом режиме – 16 часов в сутки, что обусловлено значением коэффициента продуктивности равным 0,91 м3/сут·МПа. Зависимость минимального допустимого давления на приеме УЭЦН от обводненности для условий Югомашевского месторождения (для Св3) показана на рисунке 10.1. Отложения башкирского яруса эксплуатируются установками ЭЦН (20 скважин). Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 896 до 1152 м при среднем значении 1023 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 3 до 1087 м при среднем значении 617 м. Фактическое среднее значение забойного давления составляет 4,8 МПа (Рзаб min=1,5 МПа, Рзаб max=10,2 МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 0,7 до 10,0 МПа. Расчетное допустимое минимальное погружение насосов под динамический уровень от 100 (при обводненности более 90 %) до 350 м (при обводненности менее 30 %). Скважинное оборудование работает в пределах своих рабочих характеристик. Отношение Рзаб/Рнас составляет в среднем 1,00. Скв. 1435, 1455 работают в периодическом режиме 7 до 8 часов в сутки соответственно. Работа скв. 1459, 2711, 4246, 4334, 80ТЕП характеризуется повышенным забойным давлением (в среднем Рзаб/Рнас = 1,28). Для снижения забойного давления в данных скважинах рекомендуется увеличение подвески и смена типоразмера насоса. 2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации добывающих скважин Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом. Механические примеси могут являться продуктами, выносимыми из пласта и с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, солеотложения, продукты крепления трещин при гидроразрыве пласта, продукты разрушения скелета породы и пр.). Как показывает практика, при эксплуатации скважин в режиме максимальных депрессий может происходить интенсивный вынос механических примесей из призабойной зоны пласта. В настоящее время указанный фактор является одной из доминирующих причин выхода из строя насосных установок и их низкой наработки на отказ. Опыт эксплуатации месторождений показывает, что вынос мех.примесей не приводит к образованию песчаных пробок в скважинах, но тем не менее он отрицательно влияет на работоспособность погружного скважинного оборудования, приводя к преждевременным отказам насосов. Повышенный вынос механических примесей наблюдается в период вывода скважин на режим после ремонтов, как ПРС, так и КРС, и при нестабильном режиме откачки флюидов из скважин, а также при депрессиях на пласт, превышающих устойчивость коллекторов в ПЗП вследствие чего необходимо проводить периодическую промывку призабойной зоны скважины. Для предупреждения или уменьшения выноса механических примесей необходимо при эксплуатации скважин не превышать депрессии на пласт, выше допустимых значений, следить за состоянием текущих забоев скважин и производить перед запуском насоса очистку забоя гидрожелонками или другими устройствами. Необходимо исключать режимы откачки с нестабильными притоками, в частности работу с влиянием попутного газа. При каждом запуске и выводе на режим отмечается повышенное содержание механических примесей в продукции скважин, что отрицательно влияет на работоспособность оборудования. Для увеличения наработки на отказ большую роль играет контроль за состоянием текущего забоя скважин. Мероприятиями для снижения вероятности преждевременного отказа ЭЦН при запуске являются: - промывка призабойной зоны скважины при ремонте; - осуществление плавного запуска; - применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей (до 20 мг/л); - очистка НКТ от коррозии, песка, солей по принципу механической и гидропескоструйной технологии или полная замена подвески в процессе ремонта скважин; - применение УЭЦН в коррозионно- и износостойком исполнении; - использование фильтров для защиты УЭЦН. Фильтр подвешивается на УЭЦН, либо устанавливается с пакером на забое; - установка песочных якорей на приеме УШСН; - замена раствора глушения скважины после ремонтных работ нефтью путем промывки; - определение минимально допустимых забойных давлений, при которых вынос механических примесей из пласта находится в пределах технологической нормы. Выводы и рекомендации Все технологии и химреагенты рекомендуются к применению после успешного прохождения лабораторных и опытно-промысловых испытаний. Применение рекомендуемых технологий должно полностью исключать попадание реагента в водоносный комплекс или в открытые водоёмы. Обслуживание скважин и меры предупреждения и удаления АСПО, неорганических солей и эмульсии с применением химических реагентов в добывающих скважинах должны осуществляться рабочим персоналом с соблюдением всех правил и мер предосторожности. При проведении обработок скважин и системы сбора нефти следует руководствоваться [27]. При эксплуатации добывающих скважин наиболее вероятны осложнения, связанные с образованием АСПО. Для предотвращения отложений АСПО рекомендуется проводить обработки скважин, с использованием ингибиторов АСПО, для удаления – применять углеводородные растворители. Кроме того, рекомендуются обработки скважин горячей нефтью, а также применение скребков на штангах. При добыче нефти с обводненностью от 30 до 85 % не исключается образование высоковязкой внутрискважинной эмульсии. Для разрушения такой эмульсии рекомендовано применение деэмульсаторов. При возникновении осложнений, связанных с образованием сульфатных и карбонатных солей с целью предупреждения, рекомендуется использовать ингибиторы солеотложения. С целью увеличения эффективности работ по борьбе с осложнениями необходимы: 1) Выполнение рекомендаций по применению методов предупреждения и борьбы с АСПО, отложениями солей и с выносом механических примесей; 2) Организация мониторинга по своевременному выявлению осложненных скважин с отклонениями от режимных параметров и принятие соответствующих мер. 2.1.3 Причины образования солей На некоторых месторождениях в процессе эксплуатации скважин происходит интенсивное отложение солей в электроцентробежных насосах, а также в штанговых; помимо этого, в насосно-компрессорных трубах, в выкидных линиях и, в некоторых случаях, в сборных коллекторах. Наибольшее отложение солей наблюдается для высокообводненных скважин. Соли, которые содержатся в пластовых водах, подразделяются на водорастворимые (NaCl, CaCl2) и водонерастворимые (CaCO3, MgCO3, MgSO4, гипс). Основной причиной образования и отложения солей в процессе добычи является нарушение равновесия, то есть изменение температуры и давления в нефтегазовой смеси. При нарушении равновесия из водного раствора солей выделяется CO2. В результате водный раствор становится перенасыщен солями и образуются кристаллы (зародыши солей), которые в процессе транспортирования способны накапливаться, расти и в результате отлагаются на стенках трубопровода. При движении нефти, газа и пластовой воды по коллекторам происходит выделение растворенного газа, который также способствует образованию и отложению солей на поверхностях. 2.1.4 Методы борьбы с солями при эксплуатации добывающих скважин насосами За 2021 г. по причине солеотложения произошло 39 преждевременных отказов УЭЦН с наработкой 192 суток. Причины подъема ЭЦН – отсутствие подачи, снижение подачи, клин насоса. На месторождении имеет место рост солеобразующего фонда, 13 скважин с отказами по причине солеотложений не относились к осложненному фонду. Проблеме роста солеобразующих скважин следует уделять очень серьезное внимание. Предотвращение солеотложений в скважинах, нефтепромысловом оборудовании и системах внутрипромыслового сбора и подготовки нефти является основным направлением в борьбе с данным видом осложнений [10]. В данной ситуации большую роль играют прогнозирование солеобразующего фонда и своевременное включение скважин в осложненный фонд для обработок ингибитором. В связи с этим рекомендуется проводить расчеты по прогнозированию вероятности солеотложений при разных режимах работы, проводить мониторинг и контроль за работой фонда и своевременно проводить профилактические мероприятия [7]. Удаление солевых отложений химическим путем зачастую является первым, самым дешевым методом, особенно в случае, когда применение механических методов затруднено, а также неэффективно или дорого. Вообще, из множества методов борьбы с отложениями солей эффективными и популярными являются химические методы с применением ингибиторов солеотложений [6, 9]. Одним из таких методов предупреждения солеотложений является периодическая закачка ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины [8]. Попав в скважину, ингибитор солеотложения создает защитную пленку на поверхности образовав- шегося кристалла соли, которая препятствует дальнейшей коагуляции (слипанию) мелких кристаллов в крупные. Ингибитор солеотложения периодически закачивается в затрубное пространство скважины в объеме, обеспечивающем защиту от солеобразования на время межочистного периода (МОП), то есть до проведения следующей обработки. Объем одной обработки рассчитывается, исходя из оптимальной дозировки реагента и объема добываемой воды в течение МОП. Необходимо отметить, что по существующим методикам дозировку ингибитора следует устанавливать на основании паспортной характеристики реагента [7]. При расчетах необходимо учитывать потери реагента на смачивание эксплуатационной колонны скважины. Величину МОП определяют по результатам анализов добываемой воды на вынос ингибитора солеотложения. В компании производят обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) скважины ингибитором солеотложения при производстве текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС). В данном случае закачку ингибитора солеотложения в ПЗП производят при проведении ТКРС. Необходимо помнить, что выбор технологии предотвращения солеотложения методом ингибирования зависит от двух параметров: зоны солеотложения в скважине, куда необходимо доставить реагент, и объема воды, подлежащей ингибированию. Немалую роль играет расположение самих скважин на месторождении. Наряду с периодической закачкой существует и постоянный метод подачи ингибитора солеотложения на прием насоса. При этом подача ингибитора солеотложения в глубиннонасосное оборудование (ГНО) осуществляется по капиллярному трубопроводу (внутренний диаметр 1–2 мм) устройством дозирования реагента, состоящего из дозировочного насоса, емкости хранения реагента и блока местной автоматики. Монтаж данного трубопровода производится к колонне насосно-компрессорных труб при спуске ГНО. Заправку емкости блока дозирования реагента производит специализированная организация по заявке цеха добычи нефти и газа. Не менее важный метод – это закачка ингибитора солеотложения при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП). Он используется в случае выявления отложения солей в результате взаимодействия химических реагентов, применяемых при производстве ГРП, и пластовой воды. В частности выпадения солей сульфата бария (BaSO4) при смешении пластовой воды «юрских» отложений, содержащей ионы Ba2+, с деструктором геля, содержащем анион SO42-, из-за увеличения температуры жидкости в рабочих каналах электроцентробежного насоса (ЭЦН). Ингибитор солеотложения добавляют в буферную жидкость при завершающей продавке при производстве ГРП. Так же, как и традиционные методы, в компании применяют резонансно-волновые комплексы (РВК) в компоновке ЭЦН. Резонансно-волновой комплекс воздействует переменным электромагнитным полем на скважинный флюид, в результате чего в добываемой жидкости происходит активное образование мелких кристаллов измененной структуры, которые выносятся на поверхность, не откладываясь на скважинном оборудовании. РВК монтируется в нижнем основании погружного двигателя (ПЭД) установки ЭЦН. 2.2 Расчеты технологических процессов 2.2.1 Расчет необходимого количества ремонтов для приготовления кислотного раствора Произведем расчет необходимого количества ремонтов для приготовления кислотного раствора 1. Количество ингибитора солеотложения, требуемого для обработки ПЗП скважины:  [7, стр.20] (1) 2. Объем продавочной жидкости в пласт  [7, стр.20] (2) 3. Объем скважины  [7, стр.20] (3) 4. Объем призабойной зоны пласта  [7, стр.20] (4) 5. Объем до динамического уровня скважины, для заполнения ингибитором, рассчитывают по следующей формуле, после чего закрывают левую затрубную задвижку:  [7, стр.20] (5) 6. Объем скважины до спуска насоса, после чего закрывают задвижку на выкиде:  [7, стр.20] (6) 2.2.2 Расчет необходимого количества кислотного раствора для проведения кислотной ванны Исходные данные: В-24 L=1470 м - глубина спуска насоса; Н=1570 м - глубина скважины; D=56 мм - диаметр насоса;  =16 мм - диаметр насосных штанг; =76 мм - внутренний диаметр насосных труб; =3,2 МПа - забойное давление; =1130 кг/ - плотность воды; 880 кг/ - плотность нефти; =35% - процентное содержание воды; =2,4 м - длина хода головки балансира; =12 - число ходов в минуту;Произведем расчет необходимого количества кислотного раствора для проведения кислотной ванны 1. Плотность жидкости (процентное содержание воды выразить в долях единицы):  кг/ [7, стр.21] (7) )=967,52. Расстояние до динамического уровня  [7, стр.21] (8) 3. Вес жидкости по формуле (4):  [7, стр.21] (9) 4.Площадь сечения штанг диаметром ____ мм составляет  =2,01  (см.справочную таблицу), 1/ = 0,497.5 Для насосных штанг диаметром 16 мм 1/ = 0,497. На рисунке 1 она обозначена на оси абсцисс точкой а. Далее для определения величины  проводим из точки а вертикаль до пересечения с линией диаметра насосных труб (точка Ь), затем горизонталь влево до пересечения с линией = 12 кН. Из этой точки проводим вертикаль вниз до пересечения с линией Sб=2,4 м в квадранте III (точка d) и горизонталь вправо до пересечения с линией L = 1470 м в квадранте IV (точка е). Вертикаль, проведенная из точки е вниз, определит точку k, которая соответствует значению  0,71.6. Зная n и L (см. исходные данные), по номограмме (см. рисунок 2) находим  =___ ( = 0,05).7. Общий коэффициент подачи:  =0,71+0,03=1,01 [7, стр.22] (10)8. Упругие удлинения насосных труб и штанг  [7, стр.22] (11) 9. Увеличение длины хода плунжера за счет инерционных сил  , м [7, стр.22] (12) =0,72 м |