ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 53
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Асфальтосмолопарафиновые отложения, это тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение. Содержание компонентов, способных к выпадению в виде АСПО, в нефти зависит от термобарических условий и химического состава нефти.
АСПО образуются в результате понижения темепературы и давления сопровождающихся разгазированием нефти. На образование АСПО также влияют:
- физико-химические свойства скважинной продукции;
- снижение давления в области забоя;
- интенсивное газовыделение;
- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов.
Влияние АСПО на работу скважины:
- постепенное сужение проходного сечения НКТ;
- снижение производительности скважины;
- снижение общего объёма добытой нефти;
- отказ подземного оборудования;
- снижает срок службы оборудования.
Для предупреждения АСПО используют:
- гладкие покрытий;
- химические методы: депрессаторы, модификаторы, диспергаторы;
- физические методы: ультразвуковые, вибрационные, электрические.
Для удаления АСПО используют:
- тепловые методы: нагрев паром, заливка горячей нефтью, водой и т.д;
Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.
- механический метод: очистка скребками различной конструкции;
Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб
- химические: растворители и моющие составы с добавление поверхностно-активных веществ.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных методов. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически.
Коррозия оборудования. Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металла в следствие физико-химического или химического взаимодействия с факторами окружающей среды.
Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов-повышением обводнённости продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии.
Влияние коррозии на работу скважин:
- расширение труб НКТ;
- увеличение давления;
- повышение обводнённости;
- увеличение механических примесей;
- утечки при подъёме жидкости.
Методы методы борьбы с коррозией:
- Химические. Закачка химических реагентов.
- Физические. Применение коррозионно-стойких сплавов, применение защитных покрытий, проекторная защита.
-Технологические. Ограничение водопритока, предотвращение попадания кислорода, снижение температуры перекачиваемой жидкости, снижение скорости притока, применение ингибиторов с низкой коррозионной активностью.
Солеотложения. Солеотложения – это неорганические вещества, которые в накапливаются в скважинах и на скважинном оборудовании в результате различных химических реакций.
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.
Накапливаясь в добывающих скважинах и в нефтесборных коммуникациях, отложения неорганических солей портят дорогостоящее оборудование, приводят к ремонтным рабо-там и, как следствие, к недобору нефти. Проблема солеотложения на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторожде-ний в последние годы получила особую актуальность в связи с ростом объемов добываемой пластовой жидкости и увеличением обводненности добываемой продукции.
Для предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании применяют технологические, физические и химические способы.
К технологическим способам относят подготовку воды для использования в системе ППД, операции по отключению обводненных интервалов, раздельный отбор и сбор жидкости и т.д. При этом предотвращение солеотложения происходит за счет исключения или ограничения возможности смешения химически несовместимых вод.
Физические способы предотвращения отложения солей включают в себя обработку потока добываемой жидкости магнитными, электрическими и акустическими полями. Применяются специальные аппараты магнитной обработки жидкостей, представляющие систему из постоянных магнитов или электромагнитов. Под действием магнитного поля растворенные соли изменяют свою структуру, не осаждаясь в виде твердых осадков, а выносятся из скважины как кристаллический мелкодисперсный «шлам».
Механические примеси. Механические примеси представляют собой взвешенные частицы глины, известняка и песка, а также поверхностно-активные соединения нефти, которые адсорбируются на поверхности глобул воды, образуя при этом нефтяные эмульсии.
Причины появления механических примесей:
- Механические частицы, не связанные с пластовой продукцией скважин, а занесенные в скважину (в пласт) извне (при бурении скважин, при их глушении, при проведении спуско-подъемных операций погружного оборудования и др.).
- Механические частицы, связанные с коррозией погружного оборудования или обсадной колонны в процессе эксплуатации скважин. Кроме того, увеличение количества коррозионных частиц может быть связано с проведением различных обработок призабойных зон скважин (ПЗС) с целью интенсификации притока (различные кислотные обработки, технологические обработки и др.).
- Механические частицы, связанные с некоторыми обработками ПЗС и закачанные в коллектор с поверхности (например, проппант при ГРП).
- Механические частицы, содержащиеся в пластовой продукции и попавшие в нее вследствие разрушения цементирующего вещества и самого скелета породы.
- Механические частицы, появляющиеся вследствие изменения термобарических условий (особенно в ПЗС) и связанные с образованием микрокристаллов твердых компонентов нефти или солей. По-видимому, указанные причины являются основными, но не исключено, что этих причин может быть больше, а появление механических примесей в продукции скважин может быть связано и с неизвестными на настоящее время процессами.
Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, повышает износ оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси, содержащиеся в откачиваемой жидкости, различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава.
Методы предупреждения механических примесей:
- Технические. Установка фильтра.
-Технологические. Снижение депрессии на пласт, повышение качества технологических растворов глушения и промывочных жидкостей.
- Закрепление проппанта.
Методы борьбы с механическими примесями:
- Химические. Закачка в пласт скрепляющих растворов, коксование.
- Профилактические. Очистка ПЗП.
Искревление скважин. Искривление скважины — это контролируемый процесс отклонения скважины от первоначально заданного направления.
Искривление скважин может быть двух видов: искусственное и естественное. Естественное искривления скважин происходит самопроизвольно, а искусственное искривление создается специально. По результатам исследований процесса искривления скважин, становится понятно, что данный процесс подчиняется определенным закономерностям.
Искривление скважин обусловлено основными факторами: геологическими, технологическими и техническими. Они связаны причинно-следственной связью как специфической формой обусловленности явлений в природе, выражающейся в том, что любое отдельное явление или совокупность взаимодействующих явлений порождают другое явление и, наоборот, всякое явление вызвано другим явлением или их группой.
Методы предупреждения искревления скважтин:
- Снижение осевой нагрузки на долото;
- Периодическое использование средств искусственного искривления;
- Бурение вертикального пилот-ствола жесткими КНБК и последующее его расширение;
- Бурение жесткими КНБК.
Меры борьбы с искривлением скважин, вызываемым геологическими причинами. При пересечении перемежающихся по твердости пород и зон тектонических нарушений направляют скважину перпендикулярно плоскости напластований, контактов или смещений. Если встречаются твердые включения (валуны, галька и др.), бурение ведут на сниженных режимных параметрах, а буровой (колонковый) снаряд удлиняют до 6–12 м и более.
Меры борьбы с искривлением скважин, вызванным техническими причинами. Прежде всего необходимо правильно установить станок и согласно заданному направлению скважины установить шпиндель и направляющую трубу. Нельзя применять бурильные и колонковые трубы, кривизна которых превышает соответственно 1 и 1,5 мм на 1 м.
Меры борьбы с искривлениями скважин, вызываемыми технологическими причинами, направлены на разработку таких режимов бурения, при которых обеспечивается достижение максимальной скорости углубки с учетом естественных закономерностей искривления скважин. Иногда при малых зенитных углах (до 5–6°) для предупреждения искривления периодически (через 30–50 м) изменяют вращение бурового снаряда с правого на левое. В этих условиях такая мера может обеспечить поддержание постоянства азимутального направления.
2.1.3 Влияние свободного газа на работу погружного насоса
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).
Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь. 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
АСПО образуются в результате понижения темепературы и давления сопровождающихся разгазированием нефти. На образование АСПО также влияют:
- физико-химические свойства скважинной продукции;
- снижение давления в области забоя;
- интенсивное газовыделение;
- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов.
Влияние АСПО на работу скважины:
- постепенное сужение проходного сечения НКТ;
- снижение производительности скважины;
- снижение общего объёма добытой нефти;
- отказ подземного оборудования;
- снижает срок службы оборудования.
Для предупреждения АСПО используют:
- гладкие покрытий;
- химические методы: депрессаторы, модификаторы, диспергаторы;
- физические методы: ультразвуковые, вибрационные, электрические.
Для удаления АСПО используют:
- тепловые методы: нагрев паром, заливка горячей нефтью, водой и т.д;
Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.
- механический метод: очистка скребками различной конструкции;
Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб
- химические: растворители и моющие составы с добавление поверхностно-активных веществ.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных методов. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически.
Коррозия оборудования. Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металла в следствие физико-химического или химического взаимодействия с факторами окружающей среды.
Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов-повышением обводнённости продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии.
Влияние коррозии на работу скважин:
- расширение труб НКТ;
- увеличение давления;
- повышение обводнённости;
- увеличение механических примесей;
- утечки при подъёме жидкости.
Методы методы борьбы с коррозией:
- Химические. Закачка химических реагентов.
- Физические. Применение коррозионно-стойких сплавов, применение защитных покрытий, проекторная защита.
-Технологические. Ограничение водопритока, предотвращение попадания кислорода, снижение температуры перекачиваемой жидкости, снижение скорости притока, применение ингибиторов с низкой коррозионной активностью.
Солеотложения. Солеотложения – это неорганические вещества, которые в накапливаются в скважинах и на скважинном оборудовании в результате различных химических реакций.
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.
Накапливаясь в добывающих скважинах и в нефтесборных коммуникациях, отложения неорганических солей портят дорогостоящее оборудование, приводят к ремонтным рабо-там и, как следствие, к недобору нефти. Проблема солеотложения на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторожде-ний в последние годы получила особую актуальность в связи с ростом объемов добываемой пластовой жидкости и увеличением обводненности добываемой продукции.
Для предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании применяют технологические, физические и химические способы.
К технологическим способам относят подготовку воды для использования в системе ППД, операции по отключению обводненных интервалов, раздельный отбор и сбор жидкости и т.д. При этом предотвращение солеотложения происходит за счет исключения или ограничения возможности смешения химически несовместимых вод.
Физические способы предотвращения отложения солей включают в себя обработку потока добываемой жидкости магнитными, электрическими и акустическими полями. Применяются специальные аппараты магнитной обработки жидкостей, представляющие систему из постоянных магнитов или электромагнитов. Под действием магнитного поля растворенные соли изменяют свою структуру, не осаждаясь в виде твердых осадков, а выносятся из скважины как кристаллический мелкодисперсный «шлам».
Механические примеси. Механические примеси представляют собой взвешенные частицы глины, известняка и песка, а также поверхностно-активные соединения нефти, которые адсорбируются на поверхности глобул воды, образуя при этом нефтяные эмульсии.
Причины появления механических примесей:
- Механические частицы, не связанные с пластовой продукцией скважин, а занесенные в скважину (в пласт) извне (при бурении скважин, при их глушении, при проведении спуско-подъемных операций погружного оборудования и др.).
- Механические частицы, связанные с коррозией погружного оборудования или обсадной колонны в процессе эксплуатации скважин. Кроме того, увеличение количества коррозионных частиц может быть связано с проведением различных обработок призабойных зон скважин (ПЗС) с целью интенсификации притока (различные кислотные обработки, технологические обработки и др.).
- Механические частицы, связанные с некоторыми обработками ПЗС и закачанные в коллектор с поверхности (например, проппант при ГРП).
- Механические частицы, содержащиеся в пластовой продукции и попавшие в нее вследствие разрушения цементирующего вещества и самого скелета породы.
- Механические частицы, появляющиеся вследствие изменения термобарических условий (особенно в ПЗС) и связанные с образованием микрокристаллов твердых компонентов нефти или солей. По-видимому, указанные причины являются основными, но не исключено, что этих причин может быть больше, а появление механических примесей в продукции скважин может быть связано и с неизвестными на настоящее время процессами.
Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, повышает износ оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси, содержащиеся в откачиваемой жидкости, различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава.
Методы предупреждения механических примесей:
- Технические. Установка фильтра.
-Технологические. Снижение депрессии на пласт, повышение качества технологических растворов глушения и промывочных жидкостей.
- Закрепление проппанта.
Методы борьбы с механическими примесями:
- Химические. Закачка в пласт скрепляющих растворов, коксование.
- Профилактические. Очистка ПЗП.
Искревление скважин. Искривление скважины — это контролируемый процесс отклонения скважины от первоначально заданного направления.
Искривление скважин может быть двух видов: искусственное и естественное. Естественное искривления скважин происходит самопроизвольно, а искусственное искривление создается специально. По результатам исследований процесса искривления скважин, становится понятно, что данный процесс подчиняется определенным закономерностям.
Искривление скважин обусловлено основными факторами: геологическими, технологическими и техническими. Они связаны причинно-следственной связью как специфической формой обусловленности явлений в природе, выражающейся в том, что любое отдельное явление или совокупность взаимодействующих явлений порождают другое явление и, наоборот, всякое явление вызвано другим явлением или их группой.
Методы предупреждения искревления скважтин:
- Снижение осевой нагрузки на долото;
- Периодическое использование средств искусственного искривления;
- Бурение вертикального пилот-ствола жесткими КНБК и последующее его расширение;
- Бурение жесткими КНБК.
Меры борьбы с искривлением скважин, вызываемым геологическими причинами. При пересечении перемежающихся по твердости пород и зон тектонических нарушений направляют скважину перпендикулярно плоскости напластований, контактов или смещений. Если встречаются твердые включения (валуны, галька и др.), бурение ведут на сниженных режимных параметрах, а буровой (колонковый) снаряд удлиняют до 6–12 м и более.
Меры борьбы с искривлением скважин, вызванным техническими причинами. Прежде всего необходимо правильно установить станок и согласно заданному направлению скважины установить шпиндель и направляющую трубу. Нельзя применять бурильные и колонковые трубы, кривизна которых превышает соответственно 1 и 1,5 мм на 1 м.
Меры борьбы с искривлениями скважин, вызываемыми технологическими причинами, направлены на разработку таких режимов бурения, при которых обеспечивается достижение максимальной скорости углубки с учетом естественных закономерностей искривления скважин. Иногда при малых зенитных углах (до 5–6°) для предупреждения искривления периодически (через 30–50 м) изменяют вращение бурового снаряда с правого на левое. В этих условиях такая мера может обеспечить поддержание постоянства азимутального направления.
2.1.3 Влияние свободного газа на работу погружного насоса
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).
Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь. 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
