Анализ методов борьбы с АСПО. ВКР. Выпускная квалификационная работа содержит 67 страниц, 5 рисунков, 12 таблиц, 25 библиографических наименований
 Скачать 1.25 Mb.
|
0 °C - нефть насыщена парафином; | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Наименование | Значение |
| Пластовое давление, МПа | 25,0 |
| Пластовая температура, °С | 42 |
| Давление насыщения газом, МПа | 20,1 |
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 130 |
| Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т | 117 |
| Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 | 775 |
| Вязкость пластовой нефти, мПа×с | 2,34 |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа×10-4 | 12,7 |
| Объемный коэффициент, доли ед. | |
| - при однократном разгазировании | 1,284 |
| - при дифференциальномом разгазировании | 1,242 |
| Плотность нефтяного газа при 20°С, кг/м3 и 0,1 МПа | |
| - при однократном разгазировании | 1,03 |
| - при дифференциальном разгазировании | 0,93 |
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С и 0,1 МПа | |
| - при однократном разгазировании | 878 |
| - при дифференциальном разгазировании | 869 |
2) tпл. - tнас.пл. < 10 °С - нефть близка к насыщению;
3) tпл. - tнас.пл. > 10 °С - нефть недонасыщена парафином.
Таким образом, основным параметром позволяющим оценить фазовое состояние пластовой нефти является температура насыщения нефти парафином.
При изменении термодинамических условий (понижении пластового давления) существует риск выделения парафина в виде твердой фазы и накопление твердого осадка в пласте, что может привести к блокированию каналов фильтрации. В этой связи было проведен комплекс исследований, включающий экспериментальную оценку влияния изменения пластовых параметров на выпадение парафина в пласте для нефти на месторождении.
Физико-химические свойства нефти указаны в таблице 1.4.
Экспериментальное определение температуры насыщения нефти парафином фотометрическим методом (ОСТ 39.034-76) показало, что величина разности температур tпл.-tннп.пл. равна 16
3 °С и позволяет заключить, что нефть находится в состоянии недонасыщенности парафином.Таблица 4 – Физико-химические свойства и фракционный состав нефти пластов D1 и S2gr
| Параметр | Количество | Среднее значение | ||
| скв. | проб | |||
| Плотность, кг/м3 | 27 | 83 | 862,8 | |
| Вязкость динамическая, мПа×с: | 9 | 28 | 36,3 | |
| при 20 °С | ||||
| Молярная масса, г/моль | 12 | 51 | 264,5 | |
| Темпер. застывания, °С | 24 | 29 | 16,9 | |
| Темпер. начала кипения, °С | 27 | 68 | 57,3 | |
| Темпер. плавления парафина, °С | 22 | 27 | 62,0 | |
| Массовое содержание, % | | | | |
| Серы | 24 | 29 | 0,71 | |
| Смол силикагелевых | 25 | 31 | 14,0 | |
| Асфальтенов | 25 | 32 | 1,3 | |
| Парафинов | 25 | 31 | 8,8 | |
| Воды | 22 | 26 | 1,5 | |
| Фракционный состав, % | | | | |
| до 100 °С | 14 | 60 | 3,5 | |
| до 150 °С | 10 | 13 | 10,9 | |
| до 200 °С | 27 | 76 | 18,7 | |
| до 250 °С | 10 | 13 | 26,2 | |
| до 300 °С | 27 | 76 | 36,6 | |
| до 350 °С | 16 | 16 | 49,5 | |
В таблице 5 представлен компонентный состав нефтяного газа. Из таблицы видно, что газ, растворенный в нефти, имеет плотность 0,93 кг/м3, в основном, представлен метаном (71,9%) и его гомологами. Из неорганических компонентов в газе определены углекислый газ (0,18 %) и азот (4,88 %).
Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин. На основании данных по физико-химическим свойствам и фракционному составу разгазированной нефти, представленных в сводной, в соответствии с технологической классификацией, нефть пласта является сернистой (содержание серы 0,71 %), высокопарафинистой (содержание парафинов 8,8 %), малосмолистой (содержание смол 14,0 %). В связи с высоким содержанием парафина нефть имеет повышенную температуру застывания - около 16,9 °С. По этим же обстоятельствам нефть относится к высоковязким (вязкость при 20 °С более 30 мПа×с). Выход фракций выкипающих до 350 0С составляет около 50 % по объему.
Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пластов D1, S2gr
| Наименование | При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | Пластовая нефть | ||
| газ сепарации | нефть | газ сепарации | нефть | ||
| мольное содержание, % | |||||
| Сероводород | отсутствует | ||||
| Углекислый газ | 0,16 | 0 | 0,18 | 0 | 0,14 |
| Азот + редкие | 4,41 | 0 | 4,88 | 0 | 2,31 |
| Метан | 67,48 | 0,26 | 71,90 | 0,05 | 38,74 |
| Этан | 11,11 | 0,34 | 11,68 | 0,51 | 6,63 |
| Пропан | 8,23 | 1,11 | 7,22 | 2,91 | 5,08 |
| Изобутан | 1,42 | 0,55 | 0,91 | 1,30 | 2,28 |
| н-Бутан | 3,53 | 2,10 | 1,99 | 4,51 | 3,17 |
| Изопентан | 1,16 | 1,75 | 0,45 | 2,73 | 1,67 |
| н-Пентан | 1,33 | 2,89 | 0,47 | 4,11 | 2,58 |
| Гексан + высшие | 1,12 | 91,00 | 0,33 | 83,88 | 37,27 |
| Молекулярная масса | 24,9 | 258,0 | 22,3 | 242,0 | 119,8 |
| Плотность, кг/м3 | 1,03 | 878 | 0,93 | 869 | 775 |
1.5 Состав и свойства пластовой воды
По схеме гидрогеологического районирования район работ располагается, в основном, в пределах северо-восточной части Большеземельского артезианского бассейна II порядка, входящего в состав Печорского артезианского бассейна и гряды Чернышева - бассейна трещинных вод III порядка, выделяемого в Усино-Коротаихинском бассейне II порядка, входящего в состав Печора-Предуральского артезианского бассейна. Характерная особенность бассейна - большая мощность кайнозойских отложений и распространение ММП.
Для характеристики гидрогеологических особенностей месторождений вала Гамбурцева использованы материалы работ гидрогеологической съемочной партии в 1986-89 гг. Как отмечалось, на территории рассматриваемых месторождений было пробурено 10 гидрогеологических поисковых скважин: 2 – на Нядейюском, 5 – на Хасырейском и 3 – на Черпаюском. Кроме того, было заложено 14 мелких режимных скважин, которые сосредоточены преимущественно в пределах Нядейюского месторождения. Неглубокими скважинами исследовались подземные воды четвертичных отложений и юрского водоносного горизонта. Для оценки качества пластовых вод проведен полный химический анализ – 26 проб, спектральный анализ – 24 пробы, определение микрокомпонентов в соответствии с требованиями ГОСТ 2874-82 “Вода питьевая“ - 4 пробы. Замеры уровня в скважинах осуществлялись хлопушками и электроуровнемерами с точностью 1-5 см, температуры - заленивленными термометрами.
Подземные воды глубоких водоносных комплексов охарактеризованы по материалам гидрогеологических исследований поисковых и разведочных скважин на нефть и газ, в которых для определения физико-химического состава и свойств пластовых вод было отобрано 80 проб воды. Для более полной характеристики водоносных комплексов в сводную таблицу вошли анализы вод, имеющие степень разбавления технической водой в 1,1-1,4 раза.
В соответствии с геологическим строением, гидрогеологическими и литологическими особенностями отложений, в разрезе выделяются три гидрогеологических серии, в свою очередь, подразделяющиеся на гидрогеологические водоносные комплексы, водоносные горизонты и флюидоупорные толщи. Среди водоносных комплексов выделяются четыре - верхнеордовикско-силурийско-нижнедевонские, верхнедевонско-турнейские, каменноугольно-нижнепермские и средне-верхнетриасовые отложения, составляющие нижний гидрогеологический этаж.
По результатам ранее проведенных поисковых работ на подземные воды в районе вала Гамбурцева водоносные горизонты мезо-кайнозойского разреза до глубины 500-600 м признаны неперспективными для технического водоснабжения. Свойства пластовых вод представлены в таблице 1.6. Среди водоносных комплексов интерес представляет только комплекс средне-верхнетриасовых отложений, так как является потенциальным объектом добычи подземных вод для технологического обеспечения водой промышленных объектов при разработке месторождений вала Гамбурцева. По данным сейсморазведочных работ, результатам геологических и гидрогеологических исследований, форма и глубина залегания отложений триаса выдержана на всей площади исследования. К своду вала Гамбурцева породы комплекса незначительно подняты, на самом своде отсутствуют, к востоку от оси поднятия полого погружаются. Глубина залегания комплекса составляет от 550-750 м (кровля) до 1200-1400 м (подошва) от поверхности земли, мощность отложений при этом составляет 450-700 м.
Вся попутно добываемая пластовая вода и очищенные хозбытовые и дождевые сточные воды утилизируются в систему поддержания пластового давления (ППД). Однако объемы добываемых пластовых вод не могут полностью удовлетворить потребность системы ППД.
Использование поверхностных вод для заводнения нефтяных залежей ограничено по экологическим соображениям. Использование подземных вод для технологических целей при разработке месторождений нефти в пределах вала Гамбурцева является альтернативным по отношению к забору поверхностных вод из озера Вытьярты. Отказ от проведения поисково-оценочных работ на подземные воды приведет к ухудшению экологической ситуации на территории озера Вытьярты.
Таблица 6 – Свойства пластовой воды Хасырейского месторождения
| Название параметра | Значение | |
| Газосодержание, м3/м3 | 0,8 | |
| Плотность воды, кг/м3 | | |
| - в станд. услових | 1103,5 | |
| - в условиях пласта | 1101,9 | |
| Вязкость в условиях пласта, МПа*с | 0,82 | |
| Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*10-4 | 4,7 | |
| Объемный коэффициент, доли ед. | 1,002 | |
| Na++K+ | мг/л | 48247 |
| мг-экв/л | 2096,2 | |
| Ca+2 | мг/л | 7072,0 |
| мг-экв/л | 353,3 | |
| Mg+2 | мг/л | 2003,5 |
| мг-экв/л | 109,4 | |
| Cl- | мг/л | 91547 |
| мг-экв/л | 2578,8 | |
| HCO3- | мг/л | 220 |
| мг-экв/л | 3,6 | |
| CO32- | мг/л | - |
| мг-экв/л | - | |
| SO42- | мг/л | 1613,0 |
| мг-экв/л | 33,6 | |
| Общая минерализация, г/л | 150,9 | |
| pH | 7,2 | |
| Жесткость общая, мг-экв/л | 517,9 | |
| Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину) | хлоридно-кальциевый | |
| Количество исследованных проб (скважин) | 63 (22) | |
2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УЭЦН
Схема установки ЭЦН
Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов.
Широкое применение на промыслах нашли бесштанговые электроцентробежные насосы (ЭЦН), которые обладают широким диапазоном изменения значений подачи (от 20 до 2000 м3/сут) и напора (от нескольких метров до 2500 м). К преимуществам ЭЦН относятся простота их обслуживания и относительно большой межремонтный период работы, который иногда достигает двух и более лет. Электроцентробежный насос приводится в действие погружным электродвигателем (ПЭД), получающим с поверхности электроэнергию посредством бронированного кабеля, который крепится к насосным трубам. Валы двигателя и насоса соединены шлицевыми муфтами в одно целое. В стандартном обозначении установки указаны номинальная подача в м3/сут и напор в метрах.
Установка ЭЦН состоит из погружного насосного агрегата, кабеля, наземного электрооборудования – трансформаторной комплектной подстанции. Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне НКТ. Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии, крепится металлическими поясами (клямсами). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой электросети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает защиту установки при аномальных режимах. Выше насоса расположен обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного вращения вала насоса под воздействием столба жидкости при остановках и
облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата в работу. Сливной клапан, расположенный выше обратного клапана, предназначен для слива жидкости из НКТ при подъеме установки на поверхность. Соединение сборочных единиц насосного агрегата – фланцевое.
Показатели назначения по характеристике откачиваемой среды:
1. Пластовая жидкость – смесь нефти, пластовой воды и попутного газа,
2. Максимальная кинематическая вязкость – 1 мм2/с,
3. Максимальное содержание твердых частиц – 0,1 г/л,
4. Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса – 25% и в случае применения газового сепаратора – 55%,
5. Максимальная концентрация сероводорода – 0,01 г/л для установок обычного исполнения и 1,25 г/л для установок коррозионно-стойкого исполнения,
6. Температура откачиваемой жидкости в зоне работы насоса – 900С.
2.2 Методика подбора УЭЦН для скважин
Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателей (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр).
Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватных модели работы системы «пласт – скважина – насосная установка».
Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:
1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим
данным.
2. Пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины – давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.
3. По законам раэтазирования(изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных трубна участке «забой скважины – прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое – давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата.
4. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
2.3 Осложнения при эксплуатации скважин УЭЦН
В целях снижения риска аварийных ситуаций и их негативных последствий для окружающей природной среды необходимо предусмотреть комплекс мероприятий, предупреждающих возникновение возможных осложений при эксплуатации скважин, связанных с составом и свойствами нефтей месторождения, а также условиями внешней среды.
При эксплуатации скважин наиболее вероятными осложнениями могут быть:
1. Вредное влияние свободного газа на приеме насоса;
2. Асфальто-смолистые парафиновые отложения (АСПО) на всем пути движения газожидкостного потока при снижении его термодинамических и,
соответственно, повышении реологических характеристик в НКТ, системе
сбора и транспорта нефти;
3. Солеотложения;
4. Коррозия подземного внутрискважинного оборудования и наземного оборудования объектов обустройства от воздействия агрессивных пластовых вод.
5. Механические примеси.
2.4 Влияние свободного газа на работу УЭЦН и методы борьбы с ним
Одним из основных факторов, влияющих на работу УЭЦН, является газовый фактор. Газовый фактор имеет большое значение при выборе способа эксплуатации и проектировании оптимального режима работы системы пласт-скважина.
Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно будет зависеть от свойств нефти и содержания воды в смеси.
Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи).
Осложнения, вызванные наличием газа на приеме насоса:
1. Газ может создавать в насосе газовую пробку, что приводит к скачкам давления и выходу насоса из строя;
2. Газ не смазывает подшипники в достаточной степени;
3. КПД насоса снижается;
4. Если приходится сепарировать газ, то общий КПД лифта скважины
уменьшается, поскольку наличие газа существенно повышает КПД НКТ.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей от 25% до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля к насосу подключают модуль - газосепаратор.
Наиболее удобны в эксплуатации две конструкции газосепараторов:
1. Газосепараторы с противотоком;
2. Центробежные или роторные газосепараторы.
Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволяют выделить три качественно различные области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь:
1. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, является оптимальным давлением на приеме
2. Вторая область работы ЭЦН характеризуется ограничением количества свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего реальные характеристики насоса отличаются от стендовых, при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работа насоса со свободным газом, называется допустимым давлением на приеме
3. Третья область работы ЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса снижается существенно (вплоть до нуля при срыве подачи), и длительная эксплуатация ЭЦН в этой области становится невозможной. Давление на приеме называется предельным давлением на приеме
Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим
условиям эксплуатации установок составляют 25%, однако на самом деле эта величина колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5 - 25% от объема добываемой продукции.
Применяют следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН:
1. Спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;
2. Применение сепараторов различных конструкций;
3. Монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;
4. Принудительный сброс газа в затрубное пространство;
5. Применение комбинированных, так называемых «ступенчатых» (конических), насосов.
Создание на приеме насоса давление, равного давлению насыщения нефти газом.Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. После связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спуско-подъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам.
Применение сепараторов. Метод предусматривает установку на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство.
В различных нефтедобывающих районах прошло промышленное апробирование как отечественного, так и импортного оборудования. По данным эксплуатации была зафиксирована удовлетворительная работа ЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,5.
Использование диспергаторов. Применение диспергаторов позволяет
увеличить допускаемое значение объемного газосодержания на приеме от
0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры тонкодисперсной среды. Диспергаторы устанавливаются как вне, так и внутри насоса взамен нескольких рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствует разрушению ее структуры.
Диспергатор является сильным турбулизатором потока и способствует эффективному выравниванию структуры газожидкостной смеси.
Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарирует из жидкости в области приема в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт уменьшая приток жидкости.
Известны способы сбора газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно (например, система «тандем»).
Применение комбинированных (конических) насосов. «Вредное» влияние газа уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.
Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5% до 25% в зависимости от типоразмера насоса, при увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых
случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не
превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса, так как происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но чаще всего, происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа, которое приводит к снижению подачи насоса, снижение наработки насоса на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого его охлаждения за счет отсутствия потока жидкости.
Газосепараторы, предназначены для обеспечения стабильной работы погружного насоса, при откачке высокогазированной жидкости.
Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет: предотвратить кавитацию и запирание газа в рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС) путем их измельчения; газосепаратора – в удалении газовой фазы из откачиваемой смеси.
Все виды применяемого оборудования находятся на входе в первую рабочую ступень насоса, то есть жидкость до входа в насос проходит через дополнительное устройство.
2.5 Солеотложения
Разработка нефтяных месторождений на современном этапе характеризуются необходимостью извлечения огромного количества попутных вод, которые имеют различные происхождение, различный химический состав и т.д. Основной причиной солеотложений являются пересыщение вод неограниченными солями.
Причины пересыщения делятся на две группы:
1. Гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов –
2. Вещественный состав и физические свойства пород – коллекторов, термобарические условия, химический состав и минерализация пластовых вод;
3. Состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластового давления, и геолого - промысловые условия разработки. Геохимические исследования показывает, что независимо от состава закачиваемых вод для ППД – поддержание пластового давления, последние насыщаются сульфатами и карбонатами под влиянием гидрогеохимических условий продуктивных горизонтов. Образующиеся при этом новые по составу воды, с одной стороны, химически несовместимы с пластовыми водами и при смешении с ними дают осадки, с другой – пересыщаются, и способствует осадконакоплению при термобарических и гидродинамических условиях, имеющих место добывающих скважинах и депрессионных зонах.
В нефтегазоностных провинциях, где осадочные толщи отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод невысока, в составе солей выпадающих в нефтепромысловом оборудовании, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соляных толщ в разрезе месторождения, как правило, способствует высокой минерализаций пластовых вод и обуславливает выпадение таких осадков, основными компонентами которых являются сульфат бария или сульфат кальция, а иногда и их смесь.
Несовместимость пластовой воды с закачиваемой так же может служить причиной пересыщения попутно – добываемых вод. Многочисленные экспериментальные исследования показали, что количество выпадающих при смеси вод осадков зависит от соотношения объемов пластовой и закачиваемой воды, достигая максимума при их соотношений – 0.8.Одной из причин солеотложений могут служить водорастворимые компоненты нефти, в частности, нафтеновые кислоты и их соли. Предполагается, что в следствии смешения воды с нефтью и турбулизации потока в процессе подъема
водорастворимые компоненты нефти переходят в воду и служат причиной
солеотложений. Известны и другие причины образования солей.
Как и при парафиноотложении, предотвращение отложение солей является лучшей гарантией безаварийной эксплуатации скважин. При этом агент адсорбируется, а затем в процессе эксплуатации скважин десорбируется, смешивается в продукции, чем предотвращает солеотложение. К совместным ингибитором солеотложений, предъявляются требования не только с высокой ингибирующей способности, но и быстро и более полной адсорбции на поверхности породы при закачки медленной, но в то же время полной, десорбции в процессе эксплуатации скважины. Подбор ингибитора солеотложений с учетом его адсорбционно – десорбционной способности позволяет обеспечить рациональный вынос реагента из ПЗС и увеличивает время и эффективность предотвращения образования солеотложений.
Основные методы борьбы с уже отложившимися солями базируются на использованием различными химических растворителей(кислотных растворов), с помощью которых производят промывки - в результате отложения солей растворяются, а продукты реакции удаляются из скважины.
2.6 Коррозия подземного внутрискважинного оборудования и наземного оборудования объектов обустройства от воздействия агрессивных пластовых вод
По мере увеличения обводненности возрастает возможность коррозионного износа подземного оборудования. В случае возникновения проблемы рекомендуется:
использовать НКТ повышенной группы прочности – Е и Р; или с защитным покрытием;
глушение скважин производить солевым раствором NaCl, KCl и
K2СO3 (поташ), очищенным от частиц нерастворимых примесей; применение CaCl2, обладающего повышенной коррозионной активностью, допускается только в исключительных случаях;
3. применение магнитоактиваторов, снижающих скорость коррозии в 2,5 и более раз (устанавливаются под приемом УЭЦН);
4. применение ингибиторов коррозии.
Применение любых ингибиторов связано с их безвозвратными потерями (невозможность регенерации из продукции скважин), ограничено их высокой стоимостью, значительными эксплуатационными расходами (дозировочные агрегаты, проведение обследований, коррозионный мониторинг). Выбор ингибиторного способа защиты и марки реагента может определяться в результате технико-экономического сравнения (ТЭС).
В противокоррозионной защите нуждается следующее нефтепромысловое оборудование:
1. Подземное оборудование добывающих скважин, имеющих искривление колонны и добывающих высокообводненную продукцию;
2. Трубопроводы системы нефтесбора, транспортирующие водонефтегазовую эмульсию в расслоенном режиме или в эмульсионном режиме с внешней водной фазой. Режим течения для каждого направления должен уточняться расчетным путем и инструментальным путем с применением зондов, позволяющих отбирать пробы с разных уровней по сечению трубопровода;
3. Трубопроводы системы ППД, транспортирующие минерализованные сточные воды (окончательное решение принимается после соответствующего ТЭО);
4. Отстойники, дегидраторы, резервуары и другое оборудование, контактирующее с подтоварными водами.
Для мониторинга коррозионной агрессивности среды и контроля
эффективности ингибиторной защиты в системе ППД следует применять
системы коррозионного мониторинга. В настоящее время наиболее широкое распространение получили следующие методы контроля агрессивности перекачиваемой продукции:
1. По потере массы металлических образцов-свидетелей;
2. Метод замера поляризационного сопротивления;
3. Метод замера электрического сопротивления;
4. Методы неразрушающего контроля толщины металла (ультразвуковая толщинометрия).
В системе нефтесбора целесообразно использование узлов контроля коррозии, оборудованных металлическими образцами-свидетелями или приборами, основанными на методе электрического сопротивления.
Узлы контроля коррозии должны быть установлены на пониженных местах трассы трубопровода, расстояние до задвижек, отводов или колен должно превышать 25 – 30 м. Необходимо предусмотреть возможность подъезда и обслуживания узлов контроля в период половодья. При оценке эффективности ингибиторной защиты, узла контроля коррозии рекомендуется устанавливать на концевых участках защищаемых направлений.
Способы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования разделяются на четыре группы:
1. Механические;
2. Магнитные;
3. Химические;
4. Биологические.
На сегодняшний день основным видом защиты является ингибирование.
Для защиты от коррозии оборудования скважин (в случае обнаружения коррозионных проявлений), необходимо предусмотреть применение
ингибиторов одним из способов:
1. Периодической подачей в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемными трубами;
2. Систематической (постоянной) подачей с помощью дозаторных установок;
3. Периодическим нагнетанием в призабойную зону пласта.
4. Путем спуска в скважину контейнеров-дозаторов с ингибирующей композицией, обеспечивающих автономно регулируемую защитную дозировку ингибитора коррозии на протяжении длительного времени.
Резервуары и емкости следует защищать с использованием антикоррозионных покрытий.
Борьба с коррозией оборудования заключается в основном в применении оборудования в коррозионностойком исполнении (насосы, НКТ, штанги, мандрели и т.д.). В течение года рекомендуется формировать фонды скважин, осложненных коррозией. Для этого просматриваются дефектовки насосов, акты ревизии НКТ, данные лаборатории по кислотности среды, минерализации.
Для снижения уровня коррозии в системе сбора нефти рекомендуется:
1. увеличить обрабатываемый фонд, обеспечить бесперебойную обработку скважин, оборудованных УЭЦН, через УДЭ;
2. определить эффективность разного типа обработок: периодических обработок скважин через метанольницы и непрерывных обработок скважин через дозаторы УДЭ;
3. бактерицидную обработку предлагается проводить ударными дозировками бактерицидов через БР.
Для исключения интенсивного коррозионного износа обсадных колонн, насосно-компрессорных труб и устьевого оборудования рекомендуется к применению ингибиторная защита (в случае двухстороннего эмалирования НКТ дополнительная антикоррозионная их защита не требуется).
Выбор реагентов по защите поверхности металлов от коррозии также производится по результатам лабораторных и промысловых исследований коррозионно-активных сред и промысловых испытаний различных марок
ингибиторов коррозии в этих средах в начальный период эксплуатации месторождения.
2.7 Механические примеси
Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом. Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения). Кроме того, особенно высокий уровень КВЧ (до 1500-3000 мг/л) наблюдается на скважинах после проведения ГРП. В настоящее время указанный фактор является одной из доминирующих причин выхода из строя насосных установок и их низкой наработки на отказ (более 50%).
Одним из основных осложнений при эксплуатации скважин являются механические примеси, вызванные слабой сцементированностью пород продуктивных интервалов. Существует множество способов снижения негативного воздействия вызванного выносом механических примесей, основным принципом которых является отделение механических примесей на забое скважины от потока жидкости.
Наиболее распространенным способом снижения выноса механических примесей на поверхность является установка забойного щелевого фильтра, как на трубах НКТ, так и на пакере под насосом.
Для правильного выбора размера пор фильтра необходимо провести исследование по определению гранулометрического состава выносимых механических примесей.
К следующему способу минимизации воздействия от выноса механических примесей следует отнести контроль за выносом механических примесей во время вывода скважины на режим и в процессе эксплуатации, что наиболее актуально для центробежных насосов большой производительности. При выводе скважины на режим и в процессе создании депрессии на пласт происходит наибольший вынос слабосцементированных частиц породы, либо частиц цемента из заколонного пространства после проведения перфорации. Высокий вынос механических примесей способен привести к значительному износу рабочих органов насоса или их заклиниванию. Для плавного вывода скважин на режим в этом случае рекомендуется использование частотных преобразователей, позволяющих плавно изменять производительность насоса во времени после получения результатов проб о достижении фонового значения концентрации механических примесей на режиме.
Для контроля за выносом механических примесей по скважинам рекомендуется производить отбор проб с использованием специально врезанных пробоотборников, позволяющих производить отбор из центра потока. Также рекомендуется использование акустических методов контроля за выносом механических примесей.
Способы борьбы с механическими примесями.
1. Применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей (не более 20 мг/л). Очистку жидкостей глушения рекомендуется производить в процессе их приготовления. Устройство для очистки воды от механических примесей, растворенной и микроэмульгированной нефти, работающее на эффекте микрофлотации.
2. Очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка, солей, дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй). Требуется полная замена подвески НКТ бывшими в употреблении, но пригодными к эксплуатации; снятые НКТ после чистки и разбраковки используются на других скважинах..
3. Применение УЭЦН в коррозионно - и износостойком исполнении путем использования более стойких сталей и сплавов, упрочнения и создания защитной пленки на поверхности обычных стальных труб плазменным, электрохимическим и другими способами.
4. Замена раствора глушения скважины после ремонтных работ нефтью путем промывки с вымыванием из скважины дисперсных загрязнителей.
5. Применение индивидуальных механических сеточных фильтров для УЭЦН – при периодическом выносе и невысоком уровне КВЧ (до 300 мг/л).