Методы борьбы с АСПО в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Среди физических параметров, характеризующих свойства горных пород-коллекторов, главное значение имеют те, которые определяют емкость пустот, способность породы пропускать через себя жидкости и газы, полноту извлечения из них нефти и газа.

Основными физическими параметрами горных пород складывающих нефтяные месторождения являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. (Таблица 2).

Таблица 2 Характеристика пластов горизонта Д

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Однако все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются ее составом.

Основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей углерод колеблется от 83-87 %, количество же водорода редко превышает 12-14 %. Кроме углерода и водорода в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, фосфор и кремний. Компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы называют асфальтосмолистыми веществами. Нефть Ромашкинского месторождения относится к сернистым (0,51 - 2 % вес.), парафинистым ( 1,5 - 6 % вес.), высоковязким (30-100 мПа.с ). Среднее арифметрическое содержание парафина по горизонтам девона - 4,4 % весовых. Горючие газы нефтяных месторождений по своей химической природе сходны с нефтью, и являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто с состав газов входят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. (Таблица 3).

Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Они представляют собой сложные растворы, в составе которых неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.

Таблица 3 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% -мольные)

Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Количественные соотношения между содержанием главных ионов: К⁺ , Nа⁺, Са ²⁺ , Мg²⁺ , СlЇ ,SОІЇ4 , НСОЇ3, СОІЇ3, положены в основу принятой у нас в стране химической квалификации вод по Сулину.

Общее содержание солей в пластовой воде принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. В зависимости от общей минерализации пластовые воды подразделяются на три класса: пресные воды с содержанием солей менее 0,1%,

Минерализованные от 0,1 до 0,5 %,рассолы более 5 % .Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5- 2 м. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ.

Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод составляет 0,2 -1,5 мПас .

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика фонда скважин

Второй блок расположен в центральной части площади. На дату анализа накопленная добыча нефти по работе скважин составила 24,234 млн. т. или 96,2 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,469. Попутно с нефтью отобрано 46,475млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции составила 82,9 %. водонефтяной фактор - 1,90. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1971 - 1972 гг. в размере 1,4 млн. т. при темпе отбора 6,5 % начальных извлекаемых запасов. В 1991г. отобрано 117 тыс. т. ( темп 0,5 % НИЗ ). Среднегодовая обводненность продукции составила 82,8 %, компенсация отбора жидкости закачкой: текущая - 106,9 %, с начала разработки - 105,8%. По состоянию на 1.01.2003г. пробурено 919 скважин, из них 659- эксплуатационных, 217-нагнетательных, 12-специальных и 31-дублеров .

В отчетном году принято из бурения 4 скважины, в т.ч. 3 скважины пробурены по категории нагнетательных , 1- по категории нефтяных.

На нефть введены 3 скважины (39484, 39485-нагнетательные, 39486 - эксплуатационные) Скважина 39487 освоена под нагнетание.

На площади постоянно идет обновление фонда за счет бурения скважин с целью повышения нефтеизвлечения. Скважины, выполнившие свое назначение, или технически неисправные уходят в пьезометрические, в консервацию и в ликвидацию.

В санитарно - защитных зонах часть скважин остановлены, а для их замены пробурены новые скважины за пределами СЗЗ. Нерентабельные высокообводненные скважины переводятся в категорию " временная консервация" с периодическим пуском в работу.

Таблица 4. Характеристика пробуренного фонда скважин.

Действующий фонд составляет 311 скважин, состоит из механических скважин, которые составляют 99,2 % от всего фонда. Под закачкой находятся 145 скважин, из них 57 переведены под закачку добывающих. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 3,4 т/сут. По жидкости 23,8 т/сут. По сравнению с 1982г. дебит нефти снизился на 11 т/сут. Забойное давление добывающих скважин равно 9,8 МПа. За период с 1982 по 2003 гг. оно снизилось на 0,7 МПа. Пластовое давление за этот период осталось на одном уровне и равно 16,7 МПа.

2.2 Динамика технологических показателей разработки

2.3 Анализ выработки пластов

С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных - 4%.

Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки " б " и пласту " в ". Так, например, по пласту " б₁" осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту " в " - 1,6%.

По пластам " а ", " б₂ ", " б₃ " в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.

Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти .Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти .

Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485.В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487.Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6149а.

Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.

Пласт «г2+3» содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными. Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.

Остаточные запасы нефти высокопродуктивных неглинистых коллекторов, главным образом, связаны с зонами частичного заводнения и могут быть извлечены известными гидродинамическими методами воздействия на пласт.

Мероприятия по контролю за процессом разработки.

Западно-Лениногорская площадь находится в четвертой стадии разработки. Рост добычи наблюдался до 1967г. В период с 1968 по 1974гг. отбор находился на уровне 3,5 - 3,9 млн. т. в год. Обводненность за этот период поднялась с 18 до 44,1 %. Темп отбора извлекаемых запасов снизился с 5,5 до 4,9 %. Падение отбора связано, в основном, с ростом обводненности. С начала разработки отобрано 80,2 % нефти. Текущая нефтеотдача равна 0,404. Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту равно 16,7 МПа. Добыча жидкости по пласту увеличилась со 196 тыс. т. в 1955г. до 7350 тыс. т. в 2002.С начала разработки закачано 46849 тыс. м³.

На площади выделено 3 блока.. Выделение самостоятельных блоков разработки вызвано различием геологического строения пород пластов, а также необходимостью более детального их изучения с целью выявления особенностей разработки каждого блока.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Анализ разработки показал, что отбор жидкости на скважинах Западно - Лениногорской площади до 1985г. повышался. Очевидно, увеличение отбора жидкости из - за роста добычи попутной воды в условиях разработки неоднородных пластов с применением заводнения одной сеткой скважин явление закономерное. При прогрессирующем обводнении пластов и скважин без увеличения объемов добычи жидкости невозможно удержать высокие текущие отборы нефти по объекту. Эксплуатация скважин до 98 - 99 % обводнения требует отбора значительных объемов воды, что характерно для поздней стадии разработки.

В начале 80 - х гг. перед добывающей организацией Министерством нефтяной промышленности ставился жесткий повышенный план добычи не только нефти, но и жидкости. Часто в ущерб эффективности отбиралась попутная вода, не участвующая в вытеснении нефти и соответственно в больших объемах закачивалась в пласт, не уделялось также достаточного внимания регулированию отборов нефти и воды из добывающих скважин, закачке воды в пласты.

Результаты разработки ряда площадей Ромашкинского нефтяного месторождения за последние 5 - 6 лет показали, что высокие уровни добычи нефти можно достичь на данном этапе без чрезмерного отбора попутной воды из продуктивных пластов, применяя технологию оптимальной выработки нефтяного пласта. Принципы применяемой технологии оптимальной выработки нефтяного пласта сформулированы Н.Н. Непримеровым. Оптимизируя расстояние и плотность сетки скважин на основе прослушивания межскважинного интервала и разукрупления объектов разработки создается возможность регулирования выработки каждого пласта по площади. Поддерживая пластовое давление на уровне начального (оптимального) и не превышая практического значения депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды, обеспечивается равномерная отработка пластов по толщине с минимальным обводнением.

На Западно - Лениногорской площади эффективно применяются традиционные способы снижения отбора попутной воды, такие как:

1) Остановка обводненных скважин, достигших минимально рентабельного дебита нефти и высокой обводненности продукции.

2) Отключение из разработки обводненных пластов в скважинах.

3) Проведение работ по изоляции законтурных вод.

4) Применение нестационарного заводнения и изменение направления потоков жидкости в пласте.

Кроме того, переход к применяемому сегодня режиму разработки сопровождается выполнением ряда ГТМ:

1. Увеличение количества ежегодно осваиваемых под закачку воды скважин за счет чего достигнуто уменьшение соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин с 4,0 до 3,0.

2. Разукрупнение эксплуатационных объектов за счет вскрытия в новых скважинах лишь 1 -2 пластов и оптимизации плотности сетки.

3. Широкое внедрение нестационарного заводнения с консервацией КНС в зимнее время и создание более гибкой системы ППД.

В результате всех этих мероприятий были сокращены добыча попутной воды и соответственно закачка воды в пласт почти вдвое, что привело к сокращению энергетических затрат на добычу жидкости и закачку воды в пласты.

Проведенные расчеты показали, что за счет сокращения добычи попутной воды эксплуатационные затраты по площади уменьшились на 2,5 млн. в год. Из вышесказанного можно сделать вывод, что при тщательном регулировании разработки объекта можно избежать большого отбора воды, которая не участвует в вытеснении нефти из пласта.

В связи с достижением поздней стадии разработки большинства месторождений Татарстана в последние годы все большее применение находит форсированный отбор жидкости из высокообводненных скважин. Этот метод является одним из способов уменьшения темпов падения добычи нефти и увеличение выработки запасов нефти из пластов с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения.

С целью определения эффективности форсированного отбора жидкости на Западно - Лениногорской площади был проведен анализ форсирования 32 скважин, в которых проводилась поэтапная смена насосов на более производительные, т. е. Происходило последовательное наращивание темпов отбора жидкости. Определенного участка форсированного отбора жидкости по площади нет. Для этих целей использовались высокообводненные скважины. Из рассмотрения были исключены скважины, которые в условиях форсированного отбора работали меньше года.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Условия образования АСПО в скважине

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.

Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.

Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.

Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.

На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общем снижении теплового потока.

Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 410С, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 330С.

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.

В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.

В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 2000-2002 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4-49%, механических примесей до 15 %. Это свидетельствует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.

Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется.

АСПО и парафинистые отложения в составе нефтей почти всех НГДУ. В пластовых условиях парафин находится в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и разгазировании нефти парафин выпадает в виде кристаллов на НКТ, глубинном оборудовании и трубопроводах.

Смолисто-асфальтеновые вещества - сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях и АСПО эти соединения находятся в коллоидном состоянии.

Иногда содержание смолисто-асфальтеновых веществ достигает до 50 %. Механизм образования АСПО объясняется следующим образом. Вначале зарождаются центры кристаллизации. Затем мельчайшие кристаллы осаждаются на шероховатой поверхности труб, которые контактируют с нефтью.

На последней стадии на парафиновую поверхность осаждаются более крупные кристаллы. Асфальтены выпадают в осадок, обеспечивают высокую прочность и плотность АСПО, а смолы усиливают действие асфальтенов.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расход электроэнергии и давление на выкидных линиях.

АСПО и ПО содержатся в составе нефтей почти всех НГДУ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивного пласта, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации залежи. По химическому составу АСПО состоит из парафина, асфальтенов, кислорода, азота, металлов, минеральных веществ в виде растворов солей органических кислот, воды с растворенными в ней солями (хлориды, сульфаты, карбонаты и другие). Парафины - твердые углеводороды метанового ряда (атомов углерода более 18). Температура плавления парафина 52-62 °С.

Смолисто-асфальтеновые вещества - сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях и АСПО эти соединения находятся в коллоидном состоянии. Иногда содержание смолисто-асфальтеновых веществ достигает до 50 %. Они имеют большую молекулярную массу и не перегоняются даже с помощью вакуумных установок. Нейтрально химически и термически не устойчивы. При нагревании на воздухе до 100-150°С смолы переходят в асфальтены. Смолисто-асфальтеновые вещества в основном состоят из смол, доля асфальтенов небольшая. Смолы- жидкие или твердые вещества, обладающие высокой пластичностью и вязкостью, имеют бурый или черный цвет, содержат 3-12 % кислорода, серы, азота, 9-11 % водорода. Хорошо растворяются в некоторых органических растворителях. Асфальтены нерастворимые, порошкообразные вещества бурого или черного цвета, плотность больше 1 г/см³. Содержание асфальтенов в нефтях до 20 %, они растворимы в ароматических углеводородах нефти. В асфальтенах содержится 80-86 % углерода, 7-9 % водорода, 9 % серы, 9 % кислорода и 1,5 % азота. При Т>300⁰, асфальтены превращаются в кокс с выделением газа.

3.3 Характеристика эксплуатационного фонда скважин НГДУ «ЛН»

Рисунок 1. Динамика фонда нефтяных скважин.

Проведенный анализ динамики фонда скважин за последние 4 года показывает (см. гистограмму), что эксплуатационный фонд скважин по НГДУ «ЛН»с 2001 года по 2004 год вырос с 2387 скважин до 2530. При этом происходит уменьшение ввода скважин, оборудованных УЭЦН. Это связано с тем, что по НГДУ ежегодно проводятся геолого-технические мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции. К эти методам относятся закачка в пласты различных изоляционных материалов, таких как НБП, СНПХ9633 и др.

Наряду с снижением обводненности скважин после закачки вышеуказанных реагентов, происходит уменьшение пропускной способности пород. По этой причине производился перевод скважин с ЭЦН на добычу штанговыми насосами. Это и является причиной увеличения фонда скважин, оборудованных УШСН.

Рост бездействующего фонда связано с тем, что до проведения различных мероприятий, не рентабельный фонд скважин останавливается, добыча нефти по этим скважинам временно прекращена.

Таблица 5 Динамика парафинящегося фонда

По ЦДНиГ-1 часторемонтируемый фонд скважин в 2004г. составил 7 скв., а в 2003г. их было 19 скв., т.е. количество скважин часторемонтируемого фонда уменьшилось в 2,7 раза, что связано с 96% охватом осложненного фонда средствами борьбы с АСПО.

3.4 Анализ подземных ремонтов скважин, выполняемых по причине АСПО (по ШСН)

Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УСШН

Многообразие условий эксплуатации обуславливает различные причины отказов оборудования. Большинство отказов связано с действием эксплуатационных факторов. Их можно разделить на три основные группы: Коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение; износ; образование на поверхности оборудования значительных отложений парафинов и солей.

Коррозионное разрушение - одна из распространенных причин отказов оборудования скважин. Они представляют собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с пластовой водой. Наиболее интенсивному разрушению подвержены колонны НКТ.

98 % всех обрывов насосных штанг и НКТ происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения. Значительному износу подвержены уплотнительные поверхности задвижек, используемые в обвязке устья скважин.

Одна из распространенных причин отказов оборудования скважин эксплуатируемых насосным способом - значительные отложения парафина и солей. Причины подземных ремонтов скважин оборудованных ШСН представлены в таблице 6.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина в НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, что приводит к обрыву штанг или их заклиниванию. Увеличивается также и нагрузка на головку балансира, нарушается его уравновешенность. В связи с уменьшением проходного сечения уменьшается коэффициент подачи, вплоть до полного прекращения подачи вследствие образования пробок.

Таблица 6 Причины подземных ремонтов скважин оборудованных ШСН по НГДУ "Лениногорскнефть"

Отдельные комки АСПО, попадая под клапаны насоса, могут нарушить их герметичность, что также является одной из причин подземного ремонта.

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, тем самым загрязняет территорию возле скважины.

Таблица 7. Подземный ремонт, связанный с отложением парафина на ШГН

Из таблицы 7 видно, что количество подземных ремонтов по причине отложения парафина сократилось незначительно и составило 137 ремонтов.

С целью увеличения МРП - межремонтного периода на промысле проводятся следующие мероприятия.

1. Необходимо проводить анализ часто ремонтируемого фонда скважин и составлять мероприятия с целью его уменьшения.

2. Проводить анализ использования различных методов борьбы с АСПО, для определения наиболее эффективного и экономически выгодного метода.

3. Внедрять скребки, трубы Бугульминского механического завода (БМЗ), штанги с покрытием и т.д., в зависимости от их эффективности.

4. Согласно графика, проводить пропарку устьевой арматуры скважин.

5. В скважинах, с низким Рпл., освоение производит с использованием шкивов.

6. Постоянно производить выводы, после ПРС, о его причине.

3.5 Методы борьбы с АСПО

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м ³/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

-подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперстности водонефтяного потока;

применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

применение НКТ с покрытием;

установка скребков на штангах;

увеличение производительности глубинных насосов, т.е. увеличение скорости подъема жидкости.

Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3-4є С ), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира , за счет дополнительного веса штанг.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь ввиду следующее - универсального способа, пригодного для всех условий, до настоящего времени не найдено. Инженерно-технологическая служба НГДУ ^«ЛН» планирует и осуществляет мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной разработки месторождения, наличие тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода борьбы с АСПО являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации, исходя из накопленного опыта, могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические, физические, применение защитных покрытий

3.5.1 Механические методы

Для категорий скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО:

1. Центраторы-депарафинизаторы производства НГДУ «ЛН».

2. Скребки - центраторы производства НГДУ «Иркеннефть».

3. Скребки - центраторы производства НГДУ « Лениногорскнефть».

4. Плавающие скребки производства завода « Радиоприбор»

Центраторы - депарафинизаторы. Предлагаемый способ борьбы с отложениями парафина основан на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ. Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы, неподвижно наплавленного на тело штанги. При критической скорости отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг не происходит. Центраторы применяются в комплекте с НКТ покрытыми гранулированным стеклом.

Центратор-депарафинизатор выполнен в виде двух соосных конусов с обращенными друг к другу основаниями и цилиндрической вставкой между ними, с расчетными геометрическими размерами. Глубина спуска остеклованных НКТ составляет от устья до 1000 метров, центраторов от устья до 900 метров. Критическая скорость составляет 6 м/сек, при этом сила сцепления парафина с поверхностью труб преодолевается скоростью потока. В настоящее время центраторы-депарафинизаторы в НГДУ «Лениногорскнефть» заменяются на скребки-центраторы, как экономически более выгодные.

Скребки-центраторы.

Обеспечивают очистку насосно - компрессорных труб и штанг от парафина. Скребки различных конструкций изготовляются из полимерных материалов Скребки - центраторы жестко фиксируются на теле штанги,а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные - с внутренней поверхности НКТ.

Скребок - центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функции скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта».

При применении скребков - центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт, НКТ. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают достаточный проток жидкости.

В НГДУ «Лениногорскнефть» скребки-центраторы испытываются с 1999 года и за это время накоплен значительный опыт их применения. Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. При этом происходит соскабливание парафина со стенок труб в процессе работы скважины.

В зависимости от типа размеров труб и штанг скребки предлагаются нескольких типов размеров (таблица 8). На одну насосную штангу устанавливают 5-6 скребков, т.е. интервал между двумя соседними скребками-центраторами составляет от 1,4 до 1,6м.

Таблица 8 Зависимость размера скребка от размера трубы и штанги.

В НГДУ «Лениногорскнефть» применяют 6 скребков на одной штанге. Интервал установки должен быть меньше длины хода устьевого штока. Длина колонны штанг, оборудованной скребками -центраторами, колеблется до 1000 м, в зависимости от интервала отложений парафина на стенках НКТ и участков искривления ствола скважины.

Срок службы скребка по паспорту 5-7 лет. Результаты показывают, что применение скребков-центраторов весьма эффективно. Об этом свидетельствуют увеличение дебита, увеличение коэффициента эксплуатации оборудования, увеличение МРП.

Штанги с наплавленными скребками применяют в сочетании со штанговращателем ШВЛ-10 механического действия, выпускаемого ООО Татнефть -РБО по ТУ02-200-003-98.

Штанговращатели ШВЛ-10 обеспечивают медленное поворачивание колонны, штанг и плунжера (на заворот) при возвратно-поступательном движении штока. Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений парафина.

Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8 мм) с рамой станка- качалки. Для надежной работы ШВЛ-10 необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, при котором за один ход устьевого штока соединенный с концом рычага, натягивается и перемещает вверх храповое колесо штанговращателя на один зуб. При движении вниз он ослабляется, а канат натягивается и возвращается в первоначальное положение. Рычаг соединяется канатом диаметром 6-9 мм с рамой станка-качалки.

В процессе эксплуатации храповик, червячную пару и упорный подшипник необходимо периодически смазать (раз в 10 дней) рекомендуемой смазкой (в зимний период - жидкой, а в летний - густой). Наряду с ШВЛ-10 применяют ШВ-2 производства Октябрьского опытно-экспериментального завода геофизической аппаратуры «Альтернатива». Угол поворота колонны штанг за одно качание составляет от 10 до 30 С в зависимости от регулирования. Достоинством конструкции ШВ-2 является то, что все трущиеся узлы расположены внутри заполненного маслом корпуса. Тем самым они защищены от внешних атмосферных воздействий и работают в благоприятных условиях масляной ванны.

При применении механического метода борьбы с АСПО необходимо учитывать возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин оборудованных скребками.

Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев запас усталостной прочности может оказаться недостаточным, что приведет к увеличению количества обрывов штанг. Возникновение ощутимого поршневого эффекта обусловлено формированием водонефтяных эмульсий при движении обводненной продукции. Поэтому использование скребков в обводненных скважинах может приводить к росту обрывности штанг. При выборе материала штанг для использования со скребками необходимо ориентироваться на штанги из легированной стали. Для защиты глубинно-насосного оборудования от АСПО малодебитных скважинах, были опробованны сочетание лифтов, остеклованных НКТ по технологии "ТатНИПИнефть" и НГДУ "ЛН", и полуавтоматической установки ПАДУ-3 обеспечивающей очистку лифта скребками.

Очистка лифтовых труб от парафина производится скребком, закрепленным на проволоке. Движение скребка вниз осуществляется под действием силы тяжести скребка и груза. Для облегчения движения скребка при спуске сальник ослабляется, а скребок, двигаясь, уменьшается в поперечном сечении. Подъем скребка, осуществляется за счет тягового усилия лебедки.

Установка ПАДУ-3 работает в полуавтоматическом режиме, для чего предусмотрено тормозное устройство. Подъем скребка производится автоматически с помощью электродвигателя. Результаты СПО скребка заносятся в вахтовый журнал и передаются диспетчеру промысла.

3.5.2 Тепловые методы

Тепловые методы борьбы с АСПО - это периодическая обработка скважин:

1. Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата АДП.

2. Прогрев продукции скважины перегретым паром от ППУ

3. Промывка лифта скважины горячей водой с добавлением ПАВ

Главным недостатком 1 и 2 методов является малая зона прогрева, в следствии потерь тепла в окружающую среду, что делает эти методы не эффективными как самостоятельные на поздней стадии разработки месторождения. Таковой и является Западно-Лениногорская площадь. В тоже время эти методы имеют ограниченное применение в комбинации с механическими или химическими методами.

Экспериментальные исследования и расчеты распределения температуры по стволу скважины при проведении горячей промывки при помощи АДП показывают, что при глубине спуска насоса, равной 1200 метров, температура, необходимая для расплавления парафина (30-400С) достигает глубины 400-450 метров. Особенно затруднена промывка через насосы малого диаметра (28-32 мм) из-за малого проходного сечения в клапанных узлах.