Содержание Введение. Современное состоянии в области применение ушгн на месторождениях ур общий раздел
 Скачать 219.67 Kb.
|
|
2.Технологический раздел 2.1. Классификация нарушений в режимах работы установок штангового глубинного насоса При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками могут происходить следующие осложнения. Обрыв штанг и истирание НКТ происходят в результате трения штанг и муфт о стенки труб при длительной их работе в искривленных скважинах. Износ труб, штанг и их муфт также зависят от гладкости трущихся поверхностей, наличия в продукции скважины пластовой минерализованной воды, которая вызывает коррозию труб и штанг и ослабляет их прочность. При эксплуатации скважин происходит постепенное обводнение продукции, что снижает приток жидкости из пласта в скважину, дебит, отрицательно сказывается на коэффициенте подачи насоса, скорости потока. При обводненности выше 50% в скважинах образуется эмульсия типа «нефть в воде». Это сопровождается резким ростом утечек в соединениях труб, износом штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижением усталостной прочности штанг. От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике. Практика эксплуатации показывает, что наибольшие гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике возникают при обводненности 40-80%. Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения нефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз и температурным режимом. Отложения АСПО и парафина. Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон температуры 26…30С и давления 6…9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта самоочистки скважин (срыва отложений потоком продукции), и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании. Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м3/сут. Причем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м3/сут. При отложении парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг нарушается нормальная работа насоса. При этом снижается площадь проходного сечения между штангами и подъемными трубами, и повышаются гидравлические давления на плунжерную пару, что приводит к утечкам жидкости через их зазоры. Из-за интенсивного отложения парафина происходят обрывы штанг или поломка их в нижней части ближе к плунжеру при возникновении осевых нагрузок, также увеличиваются нагрузки на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина. Большие осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами обусловлены попаданием свободного газа в их цилиндры. В результате происходит снижение коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Степень отрицательного влияния газа зависит от величины газового фактора и от объема, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами при ходе вверх (объем мертвого пространства). Мертвое пространство присутствует в насосах любого типа. При работе штанговой насосной установки в связи с попаданием песка на прием насоса происходят абразивный износ плунжерной пары, клапанных узлов и образование песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 минут) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/литр. Также причиной отказа различного рода оборудования является коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение. В основном распространена электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, которой является пластовая вода. С увеличением содержания воды в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водная прослойка той или иной толщины, что обуславливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ, минеральные соли и другие. Наиболее интенсивному коррозионному разрушению подвержены колонны труб в скважинах. При этом разрушение труб по наружной поверхности в несколько раз превышает их разрушение по внутренней, что объясняется конденсацией на поверхности НКТ воды и легких углеводородов, которые насыщаются в газовой среде сероводородом и углекислым газом. Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолировано, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обуславливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих изломы оборудования. В сероводородосодержащих скважинах со значительным давлением газа в затрубном пространстве основной вид разрушения колонны труб - крупное сульфидное растрескивание. Происходят хрупкие изломы НКТ как по гладкой части, так по резьбе. Хрупкому излому в сероводородосодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены детали клапанов штанговых насосов. Совместное воздействие на оборудование повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды вызывает его коррозионную циклическую усталость. Этому виду разрушения подвержены, прежде всего, колонны насосных штанг. Одна из распространенных причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом, - образование значительных отложений минеральных солей на поверхностях оборудования, контактирующих с транспортируемой продукцией скважины. Отложения солей образуются на внутренней поверхности НКТ, поверхности насосных штанг, в проточных каналах устьевой запорной арматуры, что приводит к значительному сужению проходных сечений, возрастанию гидравлического сопротивления или полному прекращению подачи продукции скважины вследствие образования пробок. Образование солевых отложений происходит вследствие возникновения и роста кристаллов солей непосредственно на поверхности, контактирующей с продукцией скважины, или в результате сцепления с поверхностью, образовавшихся в потоке транспортируемой продукции скважины, частиц твердой фазы минеральных солей. Интенсивность образования отложений на поверхности оборудования скважин в значительной степени зависит от процентного содержания в нефти воды, механических примесей, гидродинамических характеристик потока. 2.1.1. Механические примеси Источники механических примесей, попадающих в насосную установку, делятся на четыре основных типа: 1. Пласт, когда мехпримеси – это продукт разрушения горных пород, либо это проппант, закаченный при ГРП, а также кристаллы солей. 2. Технологические жидкости, закачиваемые в скважину: растворы глушения, промывочная жидкость, различные химреагенты, растворитель и тому подобное. Не всегда эти жидкости проходят достаточную подготовку перед закачкой, что в особенности относится к жидкостям глушения. 3. Эксплуатационные колонны, когда колонна корродирует с образованием солей железа. 4. Само глубинно-насосное оборудование (ГНО), неправильно подготовленное, не очищенное на сервисных базах и т.п. Определение степени влияния механических примесей на работу погружного оборудования является сложной задачей. Отказы насосов происходят как по причинам износа, так и по причинам забивания рабочих органов. Износ деталей насосов (рабочих органов, подшипников и т.д.) зависит от степени абразивности продукции скважины, которая определяется по следующим параметрам: количество выносимых частиц, их твердость, гранулометрический состав, содержание (%) кварца, геометрия песка (угловатость). Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей также делятся на три основные категории. Категории борьбы с механическими примесями. В свою очередь, различают технические и технологические способы предотвращения или ограничения поступления механических примесей в скважину и в саму насосную установку. К техническим методам относится установка различных видов фильтров в интервале перфорации. Технологические – это снижение депрессии на пласт, улучшение качества технологических растворов глушения, промышленных жидкостей и т.д., а также технологии по закреплению проппанта. Существуют общеизвестные методики и расчетные формулы. По ним можно определить минимально допустимое забойное давление, при котором начинается разрушение горных пород и, соответственно, вынос механических примесей. Однако эти расчеты очень редко применяются на практике, поскольку, в основном ставится задача достичь необходимого отбора жидкости из скважины. Осознанным последствием при этом становится повышенный уровень механических примесей, который будет влиять на износ оборудования. Общеизвестной проблемой является качество технологических растворов. Необходимо определять и контролировать определенный показатель КВЧ в жидкостях глушения и промывочных жидкостях. Одним из эффективных способом повышения качества приготовления технологических жидкостей является метод отстоя. К техническим способам предотвращения или ограничения поступления мех.примесей в насосную установку относятся установка фильтра на приеме скважины, установка фильтра над насосом. Технологические способы в принципе совпадают с предыдущей группой: снижение депрессии на пласт, повышение качества подготовки растворов и закрепление проппанта. Для предупреждения выноса мех.примесей и увеличения наработки на отказ внутрискважинного оборудования рекомендуется совмещать перечисленные мероприятия, а именно: – качественная промывка забоя после ремонта скважины; – внедрение скважинных и насосных фильтров или шламоуловителей; – обеспечение приготовления жидкости глушения с низким содержанием мех. примесей, регулярная очистка емкостей; – необходим контроль за подготовкой и очисткой оборудования на поверхности перед спуском его в скважину; – ограничение депрессии на пласт; – применение погружного оборудования в износостойком исполнении 2.1.2. Солеотложения Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей. Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих отложения солей в различных условиях залегания нефти, умение заранее прогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможное появление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности. 2.1.3. Асфальтосмолопарафиновые отложения и гидратообразования При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к падению производительности системы, уменьшению межремонтного периода скважин, снижению эффективности работы насосных установок и ряду других. Асфальтосмолопарафиноотложения - это сложная углеводородная смесь состоящая из парафинов (20-70 % по массе), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 % по массе), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей. Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. По их содержанию (по массе) нефти (согласно ГОСТ 912-66) классифицируют на: -малопарафиновые - менее 1,5 %; -парафиновые - от 1,5 до 6 %; -высокопарафиновые - более 6 %. Парафины устойчивы к действию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37Н74 до С53Н108) - отличаются более высокой, чем обычные, температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью. В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, нелетучий, имеют большую неоднородность. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с ее испарением и окислением, а также при контакте с водой. Согласно классификации некоторых ученых, к группе смолистых соединений отнесены и асфальтены. Асфальтены - порошковые вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефтях достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (по массе) 80,0-86,0 % углерода, 7,0-9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0-9,0 % кислорода и до 1,5 % азота, они являются наиболее высокоплавкой и малорастворимой частью осадков тяжелых компонентов нефти. Согласно современным физико-химическим представлениям, нефтяные дисперсные системы относятся к классу коллоидов, в которых дисперсная фаза из АСВ диспергирована в мальтеновой дисперсионной среде. Очевидно, что физико-химические свойства и технологические характеристики нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены". В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО меняется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляется, исходя из типа АСПО (табл. 1). Для физико-химического исследования состава и структуры АСПО на практике известно множество методов, среди которых экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и др. Причины и условия образования АСПО. Выделены три стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов. На второй стадии происходит осаждение мельчайших кристаллов на поверхности металла, а на третьей - осаждение на запарафининную поверхность более крупных кристаллов. Таблица 1 - Классификация АСПО
Основными факторами, влияющими на образование АСПО, являются: - снижение давления на забое и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы; - интенсивное газовыделение; - уменьшение температуры в пласте и стволе скважины; - изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов; - состав углеводородов в каждой фазе смеси; - соотношение объема фаз; - состояние поверхности труб. Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. При этом нарушение равновесного состояния происходит в пласте и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя. При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) образуются две зоны. Первая - выкидная часть насоса: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этом интервале минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, здесь начинается интенсивное выделение парафина. В фонтанных скважинах, при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадения парафина следует ожидать в колонне НКТ. Как показывает практика, основными местами образования отложений парафина являются: скважинные насосы, насосно-компрессорные трубы, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин. |