Файл: Интенсификация добычи нефти привела к значительным изменениям условий эксплуатации скважинных насосных установок, при этом постоянно растет число различных осложняющих факторов.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 18.03.2024

Просмотров: 42

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение Интенсификация добычи нефти привела к значительным изменениям условий эксплуатации скважинных насосных установок, при этом постоянно растет число различных осложняющих факторов. К таким факторам относятся: искривление скважин, АСПО, содержание механических примесей в откачиваемом флюиде. Увеличение глубины подвески оборудования в скважине соответственно повлияло на изменения термобарических условий в скважинном оборудовании. В свою очередь, изменение давления, температуры, химического состава воды и прогрессирующее обводнение продукции добывающих скважин вызвало интенсивное солеотложение на оборудование.В процессе добычи нефти возможно отложение нескольких видов солей, которые можно классифицировать по различным признакам: растворимости, скорости образования, трудности удаления, частоте присутствия.Отложение в нефтепромысловом оборудовании неорганических солей при добыче нефти приводит к образованию осадков на поверхности рабочих колес и направляющих аппаратах в УЭЦН, что приводит к заклиниванию насоса. Отложения солей наблюдаются, хотя и в меньшей степени, и в скважинах, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосам. Солеотложение во многих регионах страны становится основной причиной отказа оборудования, что приводит к значительному ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.В составе отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы.В настоящее момент решение задачи предотвращения солеобразования усложняется за счет образованием в скважинах отложений солей сложного состава, содержащих в различных соотношениях сульфид железа. Причиной этого является появление так называемого «вторичного» сероводорода вследствие заражения пластов на микробилогическом уровне.Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и (или) сульфат бария. В скважинах отложения чистых сульфата или карбоната кальция встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин. Выпадение в осадок сульфата или карбоната кальция. Процесс выпадения в осадок сульфата или карбоната кальция протекает в три стадии.1. На первой стадии ионы кальция соединяются с сульфатными или карбонатными ионами и образуют молекулы.2. Далее молекулы объединяются в микрокристаллы, служащиецентрами кристаллизации для остального раствора.3. Агрегаты кристаллов растут и при достижении определенных размеров выпадают в осадок или прикрепляются к стенкам оборудования.Неорганические отложения встречаются в трех формах:в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев, в слоистой форме, в кристаллической форме. Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок удалить его со стенок оборудования не представляется возможным. Солеобразование при добыче нефти Отложение солей — одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность последнего, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды.Виды солеотложения.В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений возникают солевые отложения с преобладанием следующих типов солей: кальцита — СаО3, гипса — CaSO4·2H20, ангидрита — CaSO4, бассанита — CaSO4·0,5H2О, барита — ВаSO4, баритоцелестина — Ва(Sr)SO4, галита — NaCl. На поздних стадиях разработки залежей проявляются отложения сульфидных солей, главным образом, сульфида железа. В целом осадки солевых отложений не являются мономинеральными и имеют сложный петрографический состав, включающий как минеральную, так и органическую часть, которая при химических анализах квалифицируется как «потери при прокаливании».Наряду с углеводородными компонентами и продуктами коррозии, по данным исследований, в составе солевыхотложений могут присутствовать десятки различных минералов. Ингибирования в процессе солеотложения солей. Ингибирование предполагает подачу в поток нефти с водой специальных веществ — ингибиторов, предотвращающих отложение солей. Механизм работы этих ингибиторов следующий. Основная часть ингибиторов представляет собой поверхностно активные вещества, которые, сталкиваясь с кристалликами соли в потоке флюида, концентрируются на его поверхности, тем самым не давая другим молекулам той же самой соли закрепиться на зародыше.Наряду с созданием ингибирующих составов предупреждения отложения солей важное значение приобретают технологические способы их реализации. В зависимости от условий ингибиторы могут применяться по следующим технологиям:– путем непрерывной или периодической подачи в систему с помощью дозировочных устройств;– периодической закачкой раствора в скважину с последующей его задавкой в призабойную зону.Последовательно могут использоваться комбинированные способы подачи ингибитора, например, вначале периодическая закачка, затем — через 2-6 месяцев — непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.Дозированная подача ингибитора в скважину (систему) считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств.Распространение получил метод периодической подачи ингибитора в затрубное пространство скважины, однако он не всегда эффективен, так как при низких динамических столбах реагент быстро уносится потоком жидкости. В наиболее благоприятных условиях при высоких динамических столбах периодичность подачи ингибитора составляет 15-20 суток.Метод дозирования ингибитора применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта, но при отложении солей в призабойной зоне пласта необходима его задавка в пласт.4 Солеотложение при эксплуатации газоконденсатных скважин.Интенсификация притока флюидов из высокотемпературных скважин с АВПД, низкой проницаемостью карбонатного коллектора и наличием агрессивных компонентов (сероводорода и углекислого газа) в добываемом флюиде требует особого серьезного подхода и всестороннего анализа при обосновании метода обработки призабойной зоны пласта и состава реагентного раствора. Для этого необходимо знать процесс солеотложений при эксплуатации месторождений и основные его причины, а также возможные пути борьбы с этими явлениями.Образование осадков, происходящее в эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважинах при транспорте пластовых флюидов на дневную поверхность, значительно осложняет и удорожает добычу углеводородов. Уменьшается сечение труб, увеличиваются потери давления, нарушается температурный режим, становится невозможным прохождение в скважину приборов и инструментов. Проблема солеобразования и солеотложения в промысловом оборудовании является общей для всех месторождений, особенно на заключительной стадии эксплуатации. Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации месторождений нефти и газа показывает, что солеотложения отмечаются на всех стадиях добычи, транспорта, переработки углеводородных флюидов.В мировой практике считается общепризнанной целесообразность прогноза и предотвращения образования солей, чем борьба с солеотложением, когда оно уже произошло.Анализ разработки газоконденсатных месторождений Северного Кавказа показывает, что одной из основных возможных причин снижения производительности эксплуатационных скважин является образование осадков в наземном и подземном промысловом оборудовании, а также на забое скважины, в том числе и призабойной зоне.Рассмотрим основные факторы, определяющие физико-химические процессы солеотложения на Кошехабльском газоконденсатном месторождении (ГКМ).Сложные геолого-промысловые условия залегания пласта: аномально высокие пластовые давления; высокая температура; большие депрессии на пласт; выдавливание в призабойную зону пласта минерализованных вод из водонасыщенных пропластков.При нарушении химического равновесия могут выпадать соли и тяжелые углеводороды на забое и в призабойной зоне пласта.Содержание в составе газа месторождения «кислых» компонентов: сероводорода (до 2,0 % об.) и диоксида углерода (до 6,0 % об.). Высокая растворимость «кислых» компонентов в конденсационной воде (рН 5,1 ÷ 5,9) создает условия для протекания электрохимической сероводородной и углекислотной коррозии. Совместное присутствие сероводорода и диоксида углерода приводит к синергетическому эффекту, увеличивая коррозионную активность в

5Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

7 Применение станций катодной защиты

Заключение

Список источников

, который, если и есть, то расположен, как правило, в верхней части скважины. В любом случае при погружении потенциал снижается и достигает минимума ко дну сооружения. На НКТ же, по причине дополнительного дренажа через корпус УЭЦН, минимальный уровень потенциала находится в средней области сооружения. Потенциал на самой УЭЦН близок или равен потенциалу НКТ в конечной точке по причине их технологического контакта.

Данное распределение строится на предположении и требует натурного подтверждения, однако здравый смысл, знание теоретических основ в области электрохимзащиты и большой опыт проведения электрометрических исследований позволяют авторам утверждать, что приведенное распределение максимально близко к реальности.

Из приведенных аргументов следует, что погружное оборудование при включенной системе ЭХЗ имеет более высокий потенциал относительно колонны, которая становится анодом и за ее счет осуществляется защита УЭЦН (а так же НКТ в нижней части скважины). Так как площадь поверхности колонны несоразмерно больше погружной установки, процесс отказа скважины по причине электрохимической коррозии проявится гораздо позднее, тогда как эффект от защиты погружного оборудования наблюдается раньше по причине его относительно небольшого срока эксплуатации.

По мнению автора, данной проблемы можно было бы избежать, если обеспечить на дне скважины надежный электрический контакт между сооружениями, который уравновесит их потенциалы. Однако технологически этого добиться не представляется возможным. Существующие случайные места соприкосновения конструкций по причине искривления скважины или отклонения погружной установки от оси имеют высокое сопротивление и не позволяют уравновесить потенциалы. Напротив, в этих местах наблюдается усиленная коррозия за счет большой плотности токов.

Уравновесить потенциалы с поверхности так же не представляется возможным по причине отсутствия контроля на дне скважины, и даже если технологически обеспечить контроль (доставить ко дну электрод сравнения и контрольные проводники на смежные конструкции), уравнять их потенциал и поддерживать в период эксплуатации достаточно проблематично. А по причине малого кольцевого зазора между конструкциями достаточно незначительной разности потенциалов для протекания интенсивного электрохимического процесса.

Из вышеизложенного авторы советуют ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты. В этом случае электрохимический процесс происходит в цепи протектор-сооружение и обсадная колонна в нем не участвует.


Протекторная защита в области нефтепромыслового оборудования применяется на практике и имеет несомненный положительный результат, однако требует дополнительных исследований и экспериментов для достижения максимальной эффективности.

Заключение


В процессе выполнения работы была достигнута ее основная цель, которая заключалась в закреплении теоретических знаний и умений по дисциплине. Для выполнения поставленной цели были решены задачи:

- определены гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП; охарактеризованы особенности борьбы с осложнениями при эксплуатации ?


Список источников




Балаба В.И. Оценка соответствия при строительстве скважин // журнал «Управление

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин, М.: Недра, 2000г., 677 с.

качеством в нефтегазовом комплексе», - 2010. - № 1. - С. 41-46. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с. Нормативные документы предприятия ОАО «Сургутнефтегаз» за 2005 - 2006 г.г.


Смотрите также файлы