Развлив. Реферат по дисциплине Осложненные условия разработки и эксплуатации месторождений

Название	Реферат по дисциплине Осложненные условия разработки и эксплуатации месторождений
Анкор	Развлив
Дата	10.06.2022
Размер	486.36 Kb.
Формат файла
Имя файла	208__158__208_N_771__128__208__208__208_N_771__134_N_771__128__2.docx
Тип	Реферат #583323

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Югорский государственный университет»

Институт нефти и газа

Реферат

по дисциплине «Осложненные условия разработки и эксплуатации месторождений»

на тему «Влияние отложения солей и механических примесей на работу скважинных насосов»

Выполнил: студент группы …

Проверил: профессор

Кузьменков С.Г.

Ханты-Мансийск 2021

Содержание

Введение 3

1.Проявление механических примесей 4

1.1.Осложнения при добыче углеводородов, связанных с образованием механических примесей 4

1.2.Природа возникновения механических примесей 4

1.3.Последствия проявления механических примесей 6

2.Влияние отложения солей на работу скважинных насосов 8

2.1.Осложнения при добыче углеводородов, связанные с отложениями солей 8

2.2.Причины возникновения отложений солей 9

2.3.Последствия проявления отложения солей 12

2.4.Методы предотвращения отложения солей 12

Заключение 15

Список литературы 16

Введение

Поздняя стадия разработки нефтяного месторождения обычно

сопровождается значительным обводнением добываемой скважинной продукции. Для того, чтобы поддерживать уровень добычи нефти, необходимо увеличивать дебиты скважин, что неизбежно приводит к большим скоростям фильтрации, которые способствуют срыву и выносу механических примесей из слабоцементированных коллекторов призабойной зоны по причине разрушения стенок трещин и поровых каналов. При этом эрозия коллектора будет постоянной из-за непрерывного уноса из него в скважину обломков и частиц эродированной породы. Усиление данных процессов объясняет распространённый эффект – повышенный вынос количества взвешенных частиц (КВЧ) при забойном давлении ниже давления насыщения.

Так же при разработке и эксплуатации месторождений происходят отложения карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция, бария, стронция, хлоридов и других солей в скважинах, на оборудованиях и т.д.

Проявление механических примесей
1. Осложнения при добыче углеводородов, связанных с образованием механических примесей

Механические примеси представляют собой твердые частицы, которые

содержатся в пластовом флюиде и входят в состав отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования. Повышенные уровни механических примесей в продукции скважин — один из ключевых осложняющих механизированную добычу факторов. Данный фактор вызывает ряд осложнений, связанных как с нарушением работы насосов и выхода их из строя, так и различные проблемы при работе скважины – засорение забоя, образование песчаных пробок и т.д.

Что касается непосредственно установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), то мехпримеси являются главной причиной выходов из строя и образования дефектов конструкции насосов. Обычно принято считать, что более крупные частицы вызывают заклинивание насоса, а мелкие частицы – вибрацию и повышенный абразивный износ. Исходя из известных статистических данных, которые были собраны за последние несколько лет для различных месторождений (таблица 1), большая часть поломок центробежных насосов от мехпримесей значительно превышает влияние других факторов, главные из которых, это солеотложения и коррозия.
Таблица 1 – Основные причины отказов УЭЦН

Причина отказа	Доля в процентах от общего числа
Мехпримеси	35-50
Коррозия	20-25
Солеобразование	15-20

Осложнения так же возникают при работе скважины, в частности это может быть снижение гидродинамических характеристик скважины за счет кольматации призабойной зоны пласта и засорения забоя скважины с образованием песчаных пробок. При значительных скоростях фильтрации мелкие механические частицы движутся вместе с фильтрующимся флюидом, вследствие чего закупориваются поровые каналы в призабойной зоне пласта.

Природа возникновения механических примесей

В процессе эксплуатации нефтегазовых месторождений, пласты которых представлены рыхлыми, слабосцементированными породами, происходит разрушение призабойной зоны пласта и поступление на забой скважины продуктов разрушения, что вызывает значительные осложнения.

Природа происхождения механических примесей в скважинной продукции различна. В основном это песок слабосцементированного коллектора. Имеет место избирательный характер разрушения слабосцементированных песчаников, обусловленный образованием высокопроницаемых каналов вдоль трещин, развитых в продуктивном пласте по вертикали и вдоль плоскостей напластования слойков.

Так же это могут быть продукты коррозии скважины и скважинного оборудования, пропант и продукты разрушения породы после проведения гидравлического разрыва пласта. На заключительной стадии ГРП в стволе скважины обязательно остается определенное количество проппанта, не закачанного в пласт расклинивающего агента. Объем его может колебаться от сотен килограммов до десятка тонн.

Самые значительные выносы мехпримесей, приводящие к отказам скважинного оборудования порядка 80% приходятся на вновь введенные скважины из бурения, после забуривания второго ствола, проведения подземного ремонта и ГРП.

Механизмы, которые могут вызывать отделение песка от основной породы коллектора и его дальнейший вынос, наряду с вышеперечисленными факторами обычно следующие:

Прорыв воды;
Превышение максимально допустимой депрессии на забое скважины;
Аномальное распределение вертикальных стрессов в пласте;
Изменение перепадов давления на забое скважины, в результате внезапных и частых остановок эксплуатируемой скважины;
Истощение пласта.

Условно причины разрушения коллектора и выноса механических примесей можно разделить на три группы, в зависимости от условий их происхождения: геологические (особенность залегания продуктивного пласта, литология), технологические (условия вскрытия продуктивных пластов и условия эксплуатации скважин) и технические (конструкция забоя).

К геологическим причинам разрушения коллектора можно отнести пластовое давление и, соответственно, глубину залегания пласта, горизонтальную составляющую горного давления, сцементированность породы пласта, её уплотнённость и естественную проницаемость; фазовое состояние и характер добываемого флюида; характеристику пластового песка (угловатость, глинистость); проникновение подошвенных вод в залежь и последующее растворение цементирующего материала; длительность выноса песка.

К технологическим причинам можно отнести величину репрессии и депрессии на пласт; дебит эксплуатируемой скважины; ухудшение естественной проницаемости, т.е. скин-эффект; фильтрационную нагрузку и нарушение капиллярного сцепления пластового песка.

К техническим можно отнести конструкцию забоя скважины и его поверхность, через которую происходит фильтрация (открыты или закупорены перфорационные каналы, интервал вскрытия пласта и т.д.).

Основной измеряемой характеристикой механических примесей является количество взвешенных частиц в мг/л. Среди основных факторов, определяющих величину концентрации примесей, традиционно выделяют следующие:

Глубина залегания пласта и пластовое давление;
Проницаемость пласта;
Физико-химические свойства добываемой жидкости;
Обводненность;
Плотность перфорации;
Дебит скважины;
Депрессия;
Тип рабочей жидкости, используемой в процессе ремонтно-восстановительных работ.

Обобщив данную информацию, можно сделать вывод, что причины возникновения механических примесей в продукции скважины слагаются из геологических условий, степени сцементированности пород пласта, и проведения технологических операций (бурение, ГРП, введение в эксплуатацию и т.д.).

3. Последствия проявления механических примесей

Повышенные уровни механических примесей в продукции скважин — один из ключевых осложняющих механизированную добычу факторов. Самым печальным образом его воздействие сказывается на узлах УЭЦН. Эксплуатация УЭЦН в скважинах, пласты которых сложены слабосцементированными и рыхлыми песчаниками, сопровождается разрушением пласта и поступлением жидкостно-песчаной смеси в насос. При содержании песка в откачиваемой жидкости до 1% в течении 10 – 15 суток полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих колос, ступицы, уплотнения, текстолитовые шайбы, пята, вал. Интенсивный вынос песка ведет так же к образованию песчаных пробок и полному прекращению подачи.

Мехпримеси способствуют снижению гидродинамических характеристик скважины за счет кольматации призабойной зоны пласта и засорения забоя скважины. Засорение, увеличение вибрации и более интенсивный износ ЭЦН с порчей дорогостоящего оборудования приводит к трудоемким и дорогим ремонтам как скважин, так и самих установок, а в итоге — к значительным финансовым потерям и простоям скважин. Осложнения при выводе скважины на режим обусловлены большим содержанием КВЧ в начальный период работы после подземного ремонта или ГРП - от 200 до 10000 мг/л. Это часто превышает паспортные характеристики насосов, даже износостойкого исполнения. Механические частицы, проходя через рабочие органы СШН, производят абразивную работу, являются основной причиной заклинивания плунжеров в цилиндре, обрыва штанг, отказа клапанных пар, забивают фильтр насоса.

На рисунке 1.1 показаны последствия и проблемы, связанные с выносом механических примесей.

Рисунок 1.1 – Последствия выноса мехпримесей

Влияние отложения солей на работу скважинных насосов
1. Осложнения при добыче углеводородов, связанные с отложениями солей

Карбонатные соли, кальцит СаСО₃ отмечаются на месторождениях Западной Сибири, Азербайджана, Краснодарского и Ставропольского краев; сульфаты кальция, гипс CaSО₄•2НаО и ангидрит CaSО₄ – на месторождениях Урало-Поволжья и Казахстана; хлоридные соли, галит NaCI – на месторождениях Украины, сульфаты бария, барит BaSО₄ и сульфаты стронция, целестин SrSО₄ - на месторождениях Мангышлака (Казахстан) и Северного Кавказа. Отложения барита и целестина имеются и на месторождениях Западной Сибири и других районов, на месторождениях Белоруссии основная часть осложнений вызвана отложениями сульфатных (ангидрит, гипс) солей и галита.

Отложение неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации скважин–фонтанном, насосном, газлифтном, но больше всего при насосном. Так, из общего числа скважин с отложением солей на долю оборудованных штанговыми скважинными насосами (ШСН) приходится более 45%, а погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН) около 35%. Связано это с тем, что механизированным способом добывается наиболее обводненная продукция.

Солевые осадки значительно осложняют эксплуатацию скважин, оборудованных ПЦЭН. Так, на месторождениях Западной Сибири такие скважины составляют около 60%, а на месторождениях Урало-Поволжья – более 50% от общего числа скважин с отложениями содей по району.

Учитывая, что на месторождениях Западной Сибири широко используют высокопроизводительные УПЦЭН, солеобразования в насосном оборудовании представляют наибольшую опасность. На рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов образуется дисперсный плотный, камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,6–1 мм, что нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя.

Фонд скважин с отложением солей, оборудованных штанговыми скважинными насосами, составляет на месторождениях Башкирии около 60% от общего числа скважин с отложением солей Мангышлака около 70%, Азербайджана около 80% и т.д., что связано в основном с интенсивным обводнением добывающих скважин и разработкой месторождений на поздних стадиях.

В эксплуатационных колоннах скважин, оборудованных ШСН, ниже приема НКТ образуются солевые пробки, высота которых, например, на месторождениях Урало-Поволжья достигла 500 м и более. Внутренний диаметр НКТ из-за солевых отложений сужается до 10–12 мм. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах и подземном оборудовании, солевые осадки полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву штанг насосов, порче насосно-компрессорных труб и другим тяжелым осложнениям, что надолго нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин.

Наряду с отложением солей в скважинах интенсивное слоеобразование отмечается в устьевом оборудовании, выкидных линиях внутри промыслового сбора нефти, замерных устройствах, установках по подготовке нефти, а также в системах поддержания пластового давления (ППД).

В целом солевые осадки, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. Так, по результатам исследований СибНИИ НП солевых отложений по Самотлорскому, Мегионскому, Трехозерному, Мартымья-Тетеревскому, Усть-Балыкскому и Западно-Сургутскому месторождениям было установлено, что чаще всего встречаются кальциевые карбонаты (60–90%), реже кальциево-магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит до 20%, гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречаются кремнезем, сцементированный карбонатом кальция и магния, продукты коррозии, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси (в основном углеводороды) до 25%.

Независимо от содержания основного компонента солевые осадки имеют кристаллическую структуру от крупных четко представленных кристаллов до плотных, камне образных осадков, сложенных микрокристаллами.

Отложения солей, образующиеся в НКТ, чаще всего имеют слоистую структуру. Непосредственно к стенкам труб примыкает слой осадка, представленного микрокристаллами, скрепленными органическими веществами и прочими включениями. По направлению к центру кристаллы становятся крупнее, включения органических веществ. Прочность сцепления солевых корок с внутренней поверхностью труб по стволу скважины возрастает с глубиной.

Определив химическим анализом содержание растворенных веществ в данной воде, всегда можно рассчитать фактическое произведение активностей или концентрация ионов, способных образовывать то или иное вещество. Зная по справочным данным величину произведения растворимости, можно оценить состояние равновесия между раствором и твердой фазой, т.е. судить о возможности или невозможности выпадения осадков.

Причины возникновения отложений солей

Возрастание фактической концентрации ионов (первое условие образования перенасыщенных растворов) возможно под влиянием нескольких процессов.

Во-первых, концентрация повышается при испарении (вообще при удалении) растворителя – воды. Во-вторых, она может повыситься при смешении вод разного состава. До смешения каждая из вод была стабильной, однако после смешения могут наступить такие условия, что произведение концентраций некоторых ионов в воде-смеси превысит произведение растворимости соответствующего соединения, и оно начнет выпадать в осадок. Воды, склонные к образованию осадков при смешении, называются «несовместимыми». В-третьих, обогащение подземных вод некоторыми ионами происходит за счет растворения (выщелачивания) горных пород, а также растворения в воде газов, находившихся ранее в свободном состоянии или растворенных в нефти.

Снижение произведения растворимости (второе условие образования перенасыщенных растворов) происходит в результате трех процессов. Во-первых, на него влияет изменение температуры и давления, происходящее в подземных пластах, скважинах и наземных коммуникациях в процессе разработки залежей нефти, подъема и транспортировки продукции. Во-вторых, может оказывать влияние дегазация воды, происходящая при изменении термобарических условий. В-третьих, растворимость данного вещества может снижаться при изменении общей минерализации и содержания в воде ионов, не входящих в состав данного вещества.

Таким образом, основное условие солеотложения – это образование перенасыщенных растворов попутной воды. Конкретными причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы:

Испарение;
Смешение несовместимых вод;
Растворение горных пород и газов;
Изменение термобарических условий;
Дегазация воды;
Изменение общей минерализации воды.

Все указанные процессы реально происходят в нефтепромысловой практике, оказывая свое влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки и по-разному влияет на различные соли. Так, осадки сульфатных солей образуются главным образом под влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой, а также смешения несовместимых вод. Главная причина осаждения хлорида натрия – испарение воды и снижение температуры раствора.

Весьма большую роль в формировании и выпадении неорганических солей в осадок играют процессы смешения несовместимых вод. Каждая из смешивающихся вод имеет свою гамму химических веществ и может быть стабильной в данных термобарических условиях, однако при их смешении, смесь часто оказывается перенасыщенной тем или другим веществом, которое начинает выпадать в осадок при неизменных температуре и давлении.

Возникающие в результате указанных реакций плохо растворимые сульфаты кальция (гипс и ангидрит), стронция (целестин), бария (барит), карбонаты кальция (кальцит) и магния далеко не исчерпывают всех осадков, но они преобладают в большинстве случаев.

Второй, не менее важной причиной образования нестабильных перенасыщенных растворов и выпадения осадков служит изменение термобарических условий и связанное с ним испарение воды, выделение газов и т.д. В этом случае в воду не вносят никаких дополнительных компонентов, однако в исходном растворе либо увеличивается фактическая концентрация вследствие испарения воды, или снижается произведение растворимости с изменением термобарических условий. Например, при движении воды и нефти в скважине и поверхностных коммуникациях происходит снижение температуры по сравнению с пластовой. Это может явиться причиной выпадения осадков сульфата бария, растворимость которого существенно уменьшается с понижением температуры. Растворимость карбоната кальция существенно зависит от парциального давления двуокиси углерода С0₂. Уменьшение содержания ее в воде вследствие дегазации воды при снижении давления ниже давления насыщения или вследствие растворения С0₂ в нефти может явиться причиной образования осадка карбоната кальция в подъемных трубах и выкидных линиях скважин. Изменение термобарических условий при подъеме жидкости (и прежде всего снижение температуры) – причина выпадения в осадок хлористого натрия (поваренной соли), двуокиси кремния (кремнезема), металлического свинца и ряда других веществ, встреченных при эксплуатации некоторых нефтяных месторождений.

Наконец, даже простое разбавление некоторых растворов пресной водой может быть причиной выпадения в осадок некоторых солей, в частности карбонатов кальция.

Таким образом, для понимания конкретных причин солеотложения и обоснованных прогнозов возможности образования нестабильных растворов, из которых могут выпадать твердые осадки, необходимо знать как химический состав промысловых вод, так и растворимость различных солей в этих водах. Определение химического состава промысловых вод в лабораториях не встречает затруднений, однако следует помнить, что в большинстве случаев определяют состав исходных вод (закачиваемой и пластовой) и попутной воды, из которой уже выделилось некоторое количество осадка. Фактический состав воды, формирующийся в нефтяном пласте в результате смешивания закачиваемой воды с пластовой и взаимодействия с породами и нефтью, достоверно не известен и может только прогнозироваться с той или иной долей вероятности. Большие затруднения возникают при определении равновесной концентрации (произведения растворимости) различных веществ в сложных промысловых водах. Растворимость солей зависит от химического состава и рН раствора, температуры, давления, газового состава и многих других факторов. Имеющиеся экспериментальные определения растворимости не охватывают всего диапазона изменений этих условий, присущих промысловым водам.

3. Последствия проявления отложения солей

Накапливаясь в добывающих скважинах и нефтесборных коммуникациях, неорганические соли часто полностью выводят из строя дорогостоящее оборудование, нарушают режим работы скважин, приводят к трудоемким подземным капитальным ремонтам, а в итоге – к значительным потерям в добыче нефти.

Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами и установками электропогружных центробежных насосов. Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов приводят к повышенному их износу, заклиниванию и слому вала погружного центробежного электронасоса, заклиниванию плунжера ШГН. Межремонтный период работы "солепроявляющих" скважин существенно уменьшается.

На рабочих частях и поверхностях ЭЦН образуется дисперсный плотный камнеобразный солевой осадок, что нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя.

Отложение неорганических отложений солей (НОС) в трещинах ПЗП и перфорационных каналах приводит к нарушению согласованной работы пласта и ШГН – производительность насоса начинает превышать дебит скважины. При этом забойное давление и давление на приеме ШГН будут снижаться, что приведет к интенсивному выделению газа из нефти. В результате насос работает с неполным заполнением цилиндра.

Отложение НОС в приемном клапане ШГН, отверстиях фильтра и хвостовике приводит к увеличению гидравлических сопротивлений в приемной части насоса, что также ухудшает процесс заполнения цилиндра пластовой жидкостью.

Отложение НОС в устьевой арматуре, НКТ, штангах, напорной части глубинно насосного оборудования приводит к увеличению потерь на трение из-за сужения проходного сечения каналов движения.

Отложение НОС на ПЭД приводит к нарушению теплообмена с окружающей средой и за счет этого хуже охлаждается из-за этого он выходит из строя - сгорает

Методы предотвращения отложения солей

Основным направлением борьбы с отложением неорганических солей является применение методов предотвращения их отложения в трубопроводах. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - химические и безреагентные (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 – Классификация методов предупреждения отложения солей

К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных, совместимых с пластовыми вод.

В комплекс работ по подготовке вод входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях. Использование химически совместимых высокоминерализованных вод с пластовыми исключает или в значительной мере снижает интенсивность образования отложений неорганических солей. Поэтому одним из радикальных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка до 240 кг/м³.

Положительное воздействие заводнения залежей солёными водами подтверждается практикой разработки месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей, показавшей, что в тех случаях, когда обводнение скважин происходит пластовыми, бессульфатными, совместимыми водами с высоким содержанием хлоридов, выпадение гипса не происходит. Опыт эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири также показывает, что выбор источника водоснабжения для системы поддержания пластового давления оказывает решающее влияние на отложение неорганических солей. Нагнетание попутных или даже маломинерализованных сеноманских вод вместо пресных позволило значительно снизить интенсивность отложения карбонатных солей в скважинах. Аналогичные результаты получены при закачке совместимых морских вод.

Для условий Урало-Поволжья использование высокоминерализованных, совместимых с пластовыми вод для заводнения ограничивается их количеством, недостаточным для поддержания пластового давления, особенно в безводный период эксплуатации залежей. Поэтому сотрудниками института БашНИПИнефть и промысловыми работниками предложено использовать для закачки ингибиторы солеотложения совместно с нагнетаемыми водами.

В связи с внедрением закачки различных жидкостей для повышения нефтеотдачи пластов (сернокислотное, щелочное, полимерное заводнение, использование двуокиси углерода, дистиллерной жидкости и др.) одновременно должны решаться вопросы предотвращения, отложения солей в процессе разработки залежей. При прочих равных условиях следует использовать те методы, применение которых не приводит к образованию солей или существенно предотвращает интенсивность их образования.

Из известных способов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является способ с применением химических реагентов - ингибиторов отложения солей. К ингибиторам солеотложения предъявляются жесткие требования, которые можно подразделить на общие и специальные.

Общие требования:

Не должны оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти, в том числе и при применении в них химических продуктов для других целей;
Не должны оказывать отрицательного влияния на технологический процесс переработки нефти и не снижать качество продуктов переработки;
Не должны повышать коррозионную активность среды, в которой они растворены;
Не должны способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии;
Должны быть безопасными для обслуживающего персонала и безвредными для окружающей среды;
Остаточное содержание ингибиторов в различных по составу растворах должно аналитически определяться в промысловых условиях;
Каждый ингибитор должен иметь технологическую характеристику применения, предельно допустимую концентрацию в воде и воздухе, а также рекомендации по безопасному ведению работ.

Специальные требования:

Должны обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;
Должны быть совместимыми с пластовыми, попутнодобываемыми и нагнетаемыми водами различного состава и хорошо растворяться в них;
Должны быть стабильными при хранении и транспортировке.

Заключение

Список литературы

Смольников С.В. Повышение эффективности эксплуатации продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными песчаниками / С.В. Смольников. – М.: Недра, 2015.
Каушанский Д.А. химические методы ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах. Научная статья/ А.И. Цицорин, В.Б. Демьяновский, Д.А. Каушанский. - 2013.