Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 128
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
Отстаивание применяют при высокой обводненности нефти и осуществляют путем гравитационного осаждения диспергированных капель воды. На промыслах применяют отстойники периодического и непрерывного действия разнообразных конструкций. В качестве отстойников периодического действия обычно используют сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств движение жидкости в отстойниках осуществляется в преобладающем направлении - горизонтально или вертикально.
Фильтрацию применяют для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используют вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода - нет
Центрифугирование проводят в центрифуге, которая представляет собой вращающийся с большой скоростью ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Под действием сил инерции эмульсия разделяется, так как вода и нефть имеют разные значения плотности.
Воздействие на эмульсии электрическим полем производят в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводят высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.
Термическое воздействие на нефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 °С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляют в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах.
При перекачивании в эмульсию добавляют деэмульгатор и далее в трубопроводе происходит разрушение эмульсии, что снижает вязкость и гидравлические потери. Данный процесс получил название внутритрубной деэмульсации.
Для каждого состава нефти подбирают свой наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой воды в лабораторных условиях.
Согласно общепринятой в настоящее время теории, разработанной под руководством академика П. А. Ребиндера, при введении ПАВ в нефтяную эмульсию на границе раздела "нефть вода" протекают следующие процессы. ПАВ, обладая большей поверхностной активностью, вытесняют природные стабилизаторы с поверхности раздела фаз, адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий. Молекулы деэмульгаторов изменяют смачиваемость, что способствует переходу этих частиц с границы раздела в объем водной или нефтяной фаз. В результате происходит коалесценция. Процесс разрушения нефтяных эмульсий зависит от:
-компонентного состава и свойств защитных слоев природных стабилизаторов;
-типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора;
-температуры, интенсивности и времени перемещения нефтяной эмульсии с деэмульгатором.
Технологический эффект применения деэмульгатора заключается в обеспечении быстрого и полного отделения пластовой воды при его минимальном расходе.
На нефтегазодобывающих предприятиях нашел также применение метод предотвращения образования стойких эмульсий (метод искусственного увеличения обводненности нефти). Сущность метода заключается в возврате на прием насоса некоторой части добываемой воды, расслоившейся в отстойной расширительной камере или в поле центробежных сил. Избыток водной фазы, образовавшейся в насосе, приводит к переходу нефтяной смеси из одной структуры потока в другую. Вязкость образовав шейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. В соответствии с этим резко снижается и стойкость прямых эмульсий, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема на прием насоса. Подачу оборотной воды на прием насоса можно осуществить самоподливом в затрубное пространство скважины, без применения дополнительных перекачивающих устройств. Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне труб позволяет существенно увеличить коэффициент подачи установок (повысить производительность насосов).
По мере обводнения продукции скважины вязкость жидкости изменяется значительно. При малой обводненности – от 0 до 40% – вязкость нефти повышается незначительно. При средней обводненности – 40-75% – вязкость жидкости повышается в десятки или в сотни раз . Сначала образуется эмульсия «вода в нефти», а в интервале обводнения 50-60% происходит инверсия фаз: эмульсия «вода в нефти» превращается в эмульсию «нефть в воде». При достижении обводнения 75% эмульсия начинает самопроизвольно разлагаться, а при достижении высокого обводнения 80% и выше эмульсия уже не образуется, вязкость жидкости стремительно снижается, а при достижении предельного обводнения – 95% – вязкость жидкости ненамного превышает вязкости пластовой воды. Это свойство нефти имеет большое практическое значение, поскольку приводит к серьезным осложнениям при добыче и транспортировке нефти.
-
Причины и условия образования солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта. Предотвращение солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта.
Отложения – это неорганические, твердые вещества, которые откладываются в пласте, стволе скважины или наземном оборудовании во время добычи нефти/ газа или при производстве работ, имеющих отношение к добыче. Карбонат кальция (Кальцит – СаСО3) Сернокислый барий (Барит – BaSO4) Сернокислый кальций (Гипс – CaSO42H2O) (Ангидрит – CaSO4)
Причины и условия солеотложений. Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию,. Это неравенство смещается в сторону выпадения осадка либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости) . Первое из этих условий возникает обычно при смешении вод разного состава, химически несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления выделения газов, когда в исходном растворе снижается величина равновесной концентрации.
Образование отложений кальцита СаСО3 происходит вследствие: а) падения давления, при котором высвобождается СО2; б) изменения давления или температуры, что приводит к ухудшению растворяемости. С повышением температуры растворимость карбоната кальция ухудшается и образуется осадок (например, накипь в чайнике); в) cмешивания двух жидкостей, несовместимых по химическому составу; г) увеличения рН (водородного показателя) пластовых и сточных вод; д) применения ПАВ, ингибиторов и других химических элементов, способствующих кристаллизации кальцита. Когда отложения образуются в пласте, они закупоривают поры, уменьшая таким образом проницаемость. Отложения в пласте образуются в непосредственной близости от скважины, при этом уменьшается проницаемость призабойной зоны скважин.
Предупреждение отложений: 1. Технологические методы – подбор воды соответствующей минерализации для ППД, не допускающей выпадения солей в пласте и в скважинах, соблюдение невысокого температурного режима, недопущение смешения вод и другие. 2. Применение эффективных ингибиторов. 3. Применение трубы с внутренним гладким покрытием. 4. Применение стеклопластиковых труб.
Удаление отложений кальцита. Основной метод удаления кальцита из трубопроводов, НКТ и другого нефтепромыслового оборудования – это соляно-кислотные обработки.
Отложения сульфата кальция (сернокислый кальций, гипс). Отложения CaSO42H2O образуются из-за смешивания вод, несовместимых по химическому составу. На процесс отложений оказывают влияние также давление, температура и химический состав воды. Существует несколько кристаллических форм CaSO4, которые имеют разную растворимость при разных условиях. Например, низкая температура и давление способствуют образованию гипса (CaSO42H2O), в то время как при высокой температуре и давлении наиболее вероятно образование ангидрида (CaS04).. Надо при этом подчеркнуть: гипс растворяется в соляной воде лучше, чем в пресной.
Предотвращение отложений гипса. На практике нашли применение такие ингибиторы солеотложений, как ПАФ-1, ПАФ-13, СНПХ 5301, СНПХ-5313 и другие. Способы применения: дозировка в затруб дозировочными насосами; дозировка под прием глубинного насоса по полиэтиленовым трубкам.; периодическая заливка в затруб; закачка в пласт совместно с кислотными композициями при ПРС; закачка в пласт без подъема подземного оборудования. В последнем случае закачка производится при высокой приемистости скважин при давлениях до 6-8 МПа. Готовят 10% раствор ингибитора в воде в расчетном объеме (10-20 м3), закачивают в затруб скважины. По достижении раствора до приема глубинного насоса скважину останавливают, закрывают устьевую задвижку, продавливают раствор ингибитора в пласт на глубину до одного метра при давлении не более 8 МПа. Выдерживают раствор 16 часов, после чего запускают скважину в работу.
Для предотвращения отложений гипса применяют следующее: Гладкие покрытия внутренней поверхности труб. Технологические методы, предотвращающие условия образования солей. Обработка физическими полями – магнитными, ультразвуковыми.
Удаление гипса. На практике в большинстве случаев скважинное оборудование с отложениями гипса просто выводят из эксплуатации (например, в утиль: НКТ разрезают на металлолом). Если гипс образовался на забое, то разбуривают и проводят повторную перфорацию, после чего закачивают в пласт ингибитор солеотложений. Если отложения гипса имеют рыхлую структуру, то для их растворения применяют 10-15% раствор карбоната натрия (техническая кальцинированная сода). Конверсия гипса происходит по следующей реакции: CaSO4*2H2O + Na2CO3 = Ca CO3 + Na2SO4 + 3Н2О. Получившийся карбонат кальция удаляют соляной кислотой, а сульфат натрия хорошо растворим в воде. Для удаления рыхлых отложений гипса выполняют также обработку с каустической содой, при этом получаются хорошо растворимые в воде соли. Применяют также различные комплексоны, однако успешность их невысокая.
Сульфид железа FeS. По данным лабораторного анализа осадков, содержание сульфида железа в отложениях на скважинном оборудовании колеблется от 20-70%. Сульфид железа представляет собой рыхлую черную массу, которая хорошо агрегатируется с солями и АСПО, часто играет роль стимулятора образования кристаллов солей и АСПО в зоне приема насоса, забивая при этом фильтры и рабочие органы насосов, которые находятся ниже интервала образования АСПО в обычных условиях. Некоторые ученые утверждают обратное – говорят, что АСПО стимулирует образование кристаллов солей и сульфида железа. Однако при осмотре извлеченного из скважины оборудования часто обнаруживается, что на насосном оборудовании имеют место быть черный налет и скопления чистого сульфида железа. Это говорит об образовании сульфида железа вне зависимости от АСПО. То же можно сказать о резервуарах РВС на УПН, где накапливается сточная вода после предварительного сброса: поступает прозрачная вода, а через некоторое время получаем оттуда затемненную воду, с большим содержанием сульфида железа. Несмотря на рыхлую массу, сульфид железа играет отрицательную роль в работе оборудования: забивает рабочие органы насосов ЭЦН, клапанные клетки ШГН, фильтры насосов, в выкидных линиях и распределительных водоводах системы нагнетания сточной воды образует осадки, под которыми размножаются СВБ и тионовые бактерии, корродирующие металл. В нагнетательных скважинах сточной воды при высокой приемистости скважин сульфиды железа играют определенную положительную роль, саморегулируя профиль приемистости. При приемистости меньше 100 м3/сутки сульфид железа способствует быстрому снижению приемистости скважин, вплоть до прекращения приемистости. Кроме того, в определенных условиях сульфид железа совместно с гипсом и карбонатами полностью забивает водоводы сточной воды (например, на Мишкинском месторождении). Удаляют сульфид железа обработкой 7-10% раствора соляной кислоты. Например, для обработки УЭЦН применяют 7% раствор соляной кислоты в объеме 10 м3, продавливая его 20-25 м3 пресной воды. Большой объем пресной воды применяется для нейтрализации непрореагировавшей кислоты, чтобы снизить коррозионную активность жидкости.
-
Применение ингибиторов солеотложений. Отечественные ингибиторы солеотложений. Выбор ингибитора солеотложений. Техника и технология применения ингибиторов отложений солей.