Осложнения при работе скважин, оборудованных ШСНУ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Одним из наиболее распространенных механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), причем имеется тенденция к увеличению абсолютного и относительного их числа. С помощью ШСНУ добывается около 80% всей нефти.

Основные параметры, характеризующие ШСНУ, следующие: подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в единицу времени (мі/сут.). Так как пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указывают подачу всей жидкости и нефти: развиваемое давление, определяемое глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его приеме; к.п.д. ШСНУ, надежность установки характеризуется долговечностью, ремонтоспособностью и безотказностью масса установки.

Область применения ШСНУ, как правило, в большинстве случаев соответствует подаче до 30, реже 50 мі/сут. При глубинах подвески 1000-1500м. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать при подвесках скважинного насоса до 1700м. или же в не глубоких скважинах с дебитом до 6мі/сут.

Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного насоса объемного типа что обеспечивает:

- возможность отбора пластовой жидкости при приемлемых энергетических затратах;

- простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

- малое влияние на работу установки физико-химических свойств жидкости.



1. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ШСНУ

1.1 Коллекторские свойства основных продуктивных пластов

Промышленно нефтеносными на Знаменском месторождении являются следующие продуктивные пласты:

- тульский горизонт - пласт C_I^tul (карбонатный);

- бобриковский горизонт - пласт C_VI^bob (песчаник);

- кизеловский горизонт - пласт C_I^kiz (карбонатный);

- кизеловский, черепетский и упинский горизонты - пласты C_II^kiz, C^ch и C^up (карбонатные);

- заволжский горизонт - пласт C_I^zvl1 и C_I^zvl2 (карбонатные);

- фаменский ярус - пласт D_III^fam (карбонатный);

- кыновский горизонт - пласт D_I^kin (песчаник);

- пашийский горизонт - пласт D_I^psh в и D_I^psh (песчаник);

- старооскольский горизонт - пласт D_IV^st (песчаник).

В геологическом разрезе месторождения выделяются 13 продуктивных пластов, промышленная ценность которых (кроме пласта D_I^kin) установлена в процессе опробования и эксплуатации. Пласты неравноценны, как в силу чисто геологических причин, так и их изученности. Основными продуктивными пластами являются пласты кизеловского (C_I^kiz), бобриковского (C_VI^bob), пашийского (D_I^psh), старооскольского (D_IV^st) горизонтов.

Таким образом, на Знаменском месторождении можно выделить два основных этажа нефтеносности: продуктивный пласт турнейского яруса (пласт C_I^kiz) и расположенные в непосредственной близости к нему пласты C_I^tul, C_VI^bob и C_I^zvl и пласт D_I^psh терригенного комплекса девона. Намечающийся между ними продуктивный пласт D_III^fam фаменского яруса изучен недостаточно.

Пласт C_I^tul изучен недостаточно. По всей вероятности сложен порово-трещиноватым коллектором. Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах месторождения колеблется от 0 до 0,5 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,8 м. Средняя пористость составляет 0,10 доли единицы Средняя проницаемость 0,029 мкм². Песчанистость пласта в среднем 0,49 доли единицы, расчлененность 1,1. Характерно, что проницаемость прямо не связана с пористостью и отмечается только в некоторых скважинах. Это свидетельствует о наличии поровых коллекторов только на отдельных участках.

Пласт C_I^bob преимущественно монолитный, лишь иногда расчлененный прослоями алевролитов или глинистых песчаников толщиной 0,10 - 0,30 м. Тип месторождению коллектора поровый. Общая толщина пласта достигает 10,8 м. Нефтенасыщенная толща пласта - 8,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2,5 м. Средняя пористость составляет нефтенасыщенных образцов керна 0,22 доли единицы Средняя проницаемость 1,798 мкм2. Песчанистость пласта в среднем 0,89 доли единицы, расчлененность 1,2. Характерно, что проницаемость прямо не связана с пористостью и отмечается только в некоторых скважинах. Это свидетельствует о наличии поровых коллекторов только на отдельных участках.

Пласт C_I^kiz является основным объектом разработки. Толщина пласта изменяется от 1 до 10 метров, при средневзвешенной толщине по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, и купольным участкам поднятий. Пористость по месторождению при подъеме запасов принята равной 0,11 доли единицы. Средняя проницаемость составила 0,0008 мкм². Нефтенасыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм², относящийся по отраслевой классификации к трудно извлекаемым, встречается в 95% скважин. Коэффициент расчлененности составляет 1,3, песчанистости 0,75.

скважина насос штанговый осложнение

Эффективная толщина пласта D_III^fam составляет 3 м, средняя пористость 0,13 доли единицы, средняя проницаемость составляет 0,012 мкм², коэффициент расчлененности составляет 0,79, песчанистости 0,87.

Пласт D_I^psh представлен коллектором повсеместно, общая толщина коллектора меняется от 9,0 до 31,6 м, составляя в среднем 18,4 м. Нефтенасыщенная толщина коллекторов меняется от 1,2 до 6,2 м при среднем значении 3,2 м. Количество пропластков достигает 3 - 4 при среднем коэффициенте расчлененности 1,7 Коэффициент песчанистости 0,76. Пористость пласта изменяется от 0,1 до 0,24 доли единицы Проницаемость от 0,002 до 0,546 мкм².

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта D_IV^st равна 3,9 м, среднее значение пористости 0,19 доли единицы, среднее значение проницаемости 0,196 мкм², количество пропластков, в основном составляет 1 - 2, достигая 3 - 4 при среднем коэффициенте расчлененности 1,42, коэффициент песчанистости 0,61. Общая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.

Таблица 1

Общая характеристика продуктивных пластов

Показатели	Объекты
	DIpsh	DIVst	DIIIfam	CItul	CIbob	CIkiz
Глубина залегания	2040	2052	1730	1270	1285	1320
Тип залежи	Структурно-литологический	Структурно-литологический	Пластовые линзовидные	Структурно-литологический	Структурно-литологический	Структурно-литологический
Тип коллектора	песчаник	песчаник	песчаник	карбонатный	песчаник	карбонатный
Нефти насыщенная толщина пласта, м	3,2	3,9	9,9	1,8	2,5	2,8
Пористость	0.19	0,19	0,13	0,10	0,22	0,11
Проницаемость, мкм2	0,35	0,196	0,012	0,029	1,798	0,0008
Коэффициент песчанистости	0,76	0,61	0,87	0,49	0,89	0,75
Коэффициент расчлененности	1,7	1,42	0,79	1,1	1,2	1,3
Начальное пластовое давление, МПа	21,4	17.7	19,7	17.2	13,2	14,7

1.2 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа

Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами: средняя плотность в поверхностных условиях составляет 855 кг/м³, вязкость при тех же условиях 9-18 мПа ^. с, содержание серы 1,6 - 2,6%, содержание парафина по месторождению меняется от 3,4% до 6,23%, силикагелевых смол 8,17 - 13,6%, асфальтенов 1 - 3,8%. Выход фракций, выкипающих до 200°С, меняется от 17,5 до 33,7%. Средние значения физических параметров нефти по месторождению в поверхностных и пластовых условиях приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2

Средние значения физических параметров пластовых нефтей

Объект	DI	DIV	CItur	CItul	CIbob	DIIIfam
Плотность, г/см3	0,862	0,842	0,873	0,876	0,887	0,86
Вязкость, мПа . с	30,8	3,1	9,1-16	12,1	18,6	-
Давление насыщения, МПа	9,8	6,8	4,8-5,8	5,5	5,5	-
Газонасыщенность, м3/т	52	46	19	23	21	96



Таблица 3

Средние значения параметров нефти в поверхностных условиях

Параметры	DI	DIV	CItur	CItul	CIbob	DIIIfam
Плотность при 200С	0,899	0,820	0,886	0,903	0,910	0,880
Вязкость при 200С, мПа . с	38,20	6,57	28,78	55,68	97,54	21,16
Содержание серы, %	2,20	1,67	2,41	2,77	2,77	2,16
Содержание асфальтенов, %	2,80	1,0	3,30	3,83	3,71	2,24
Содержание смол силикагелевых, %	5,25	8,17	11,72	13,63	15,58	14,62
Содержание парафинов, %	3,40	6,23	4,17	4,12	4,06	3,40
Выход фракций, % (объемные) до 200С	19,0	33,7	23,7	20,0	17,5	22,8

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160 - 1118 кг/м³, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S₁ S₂ A₂. Химический состав пластовых вод приведен в таблице 4.

Таблица 4

Средний химический состав пластовых вод

Объект	DI	DIV	CItur	CItul	CIbob	DIIIfаm
Минерализация, г/л	8291,31	8142,20	5963,11	3956,70	7492,90	7013,91
Плотность, кг/м3	1,17	1,17	1,12	1,10	1,20	1,16
Соленость, мг/л	25,33	32,31	66,13	75,90	63,70	69,96
Содержание CI-, мг/л	3425,57	3504,30	2634,65	1882,60	3340,80	3147,8
Содержание HCO3-, мг/л	0,13	0,21	3,51	3,60	0,97	3
Содержание Ca2+, мг/л	1738,19	1705,14	396,5	233,50	484,29	386,5
Содержание Mq2+, мг/л	637,87	484,52	280,93	171,70	472,19	328,28
Содержание Na++K+ мг/л	3489,16	2447,40	2636,44	1643,60	3193,12	3130,62
Тип воды	хлоркальциевый

Все газы, растворенные в нефти, имеют плотность больше единицы. Газ по количеству высших углеводородов относится к полужирным и жирным. В газах в углеводородной части преобладающими является метан, этан, пропан, молярная доля легких углеводородов по всем пробам превышает молярную долю тяжелых углеводородов; гелий обнаружен в пяти пробах (среднее значение 0,0203 в объемных долях). В значительных количествах присутствует азот. Его содержание составляет - 18,2%. Состав и свойства газа приведены в таблице 5.

Таблица 5

Свойства и состав попутного нефтяного газа Знаменского месторождения

№	Компонент	Доля в %
1.	Сероводород (H2S)	4,1
2.	Углекислый газ (CO2)	0,4
3.	Азот (N2) + редкие	7,4
	в т.ч. Гелий (He)	0,034
	Аргон (Ar)	0,013
4.	Метан (CH4)	27,3
5.	Этан (C2H6)	29,9
6.	Пропан (C3H8)	21,1
7.	Бутан (C4H10)	7,3
8.	Пентан (C5H12)	1,7
9.	Г ексан (C6H14) + высшие	0,3



2. ХАРАКТЕРИСТИКА ДОБЫВАЮЩЕГО ФОНДА СКВАЖИН (В ДИНАМИКЕ С РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ ПО СПОСОБАМ ЭКСПЛУАТАЦИИ, А ДЛЯ ШСНУ - РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПО ТИПАМ ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМАМ ЕГО РАБОТЫ)

Разбуривание сетки скважин на месторождении осуществлено кустами с расположением на одном кусту добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,5:1. Плотность сетки скважин составляет 23,4 га/скв, в центральных зонах 13,8 га/скв.

Наибольшее количество скважин месторождения разрабатывает пласт кизеловского горизонта C_I^tur, как наиболее продуктивный.

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации следующие:

- электропогружными установками эксплуатируется 280 скважин с дебитом нефти на 1 скважину 6,3 т/сут., жидкости - 157,2 м3/сут.

- штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируется 795 с дебитом нефти на одну скважину 2,4 т/сут., жидкости - 4,2 м3/сут.

В 2002 году эксплуатационное бурение осуществлялось на 2-х месторождениях: Знаменском, Балкановском.

В течение года введены 10 скважин из бурения, добыто из них 17,8 тыс.тонн нефти.

Характеристика фонда скважин Знаменского месторождения приведена в таблице 6. Всего на площади Знаменского месторождения пробурено 1079 скважины. Фонд нефтяных действующих скважин состоит из 493 добывающих, из которых оборудованы ЭЦН - 44, ШГН - 461. Всего нагнетательных скважин 284, в т.ч. действующих - 203, в бездействии - 10.



Таблица 6

Характеристика фонда скважин Знаменского месторождения

№	Наименование	Характеристика фонда скважин	К - во скважин
1.	Фонд добывающих	Всего	1079
		Действующих	493
		фонтанных	-
		УЭЦН	44
		ШСНУ	461
		УЭДН	5
		Бездействующих	10
		В освоении	-
		В консервации	36
2.	Фонд нагнетательных	Всего	284
		Действующих	203
		Бездействующих	17
		В освоении	-
		Внутриконтурные	64
3.	Специальные скважины	Контрольные и пьезометрические	44
		Водозаборные	86
4.	Ликвидированные и в ожидании ликвидации		126

На данный момент на месторождениях разрабатываемых НГДУ «Аксаковнефть» большая часть скважин (добывающих) - 843 скважин - эксплуатируются при помощи ШСНУ, с дебитом на 1 скважину нефти - 1,9 т/сут., жидкости - 3,8 м3/сут.

В НГДУ «Аксаковнефть» используются станки качалки как российских, так и зарубежных заводов-производителей. Из станков качалок (СК) зарубежного исполнения наиболее распространены СК следующих заводов-изготовителей:

- «Vulcan», Bucuresti, Romania.

- «Lufkin Industries», Texas, USA.

Из СК Российского исполнения в данном НГДУ наиболее часто используются:

- СК8-3-5500;

- 7СК8-3-4000;

- 6СК6-3-3500.

Глубинные штанговые насосы бывают невставные (трубные) и вставные: у первых цилиндр монтируется на резьбе на конце НКТ и спускается в скважину вместе с трубами, у вторых он предусмотрен внутри НКТ. Также насосы классифицируются в зависимости от их диаметров:

- малого диаметра - 28, 32, 38, 43 мм;

- среднего диаметра - 55 мм;

- большого диаметра - 68, 82, 93 мм и более.

В НГДУ «Аксаковнефть» в основном используются вставные насосы малого и среднего диаметров.

На всех ШСНУ штанги и трубы российского производства. На практике доказано, что из СК используемых в нашем НГДУ наиболее надежны в эксплуатации СК румынского исполнения, а наиболее ненадежные - СК российского исполнения.



3. ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ШСНУ (ПРИЧИНЫ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ, ДИНАМИКА МРП ПО СКВАЖИНАМ)

Добыча нефти на Знаменском месторождении ШСНУ осложняется особенностями термодинамических и физико-химических свойств пластовых флюидов (большим газосодержанием нефтей, наличием газовых (газоконденсатных) шапок, содержанием в нефти асфальтенов, смол, парафина). Также, особенностями горно-геологического строения месторождения (сравнительно большой глубиной залегания продуктивных горизонтов по отношению к предельной глубине спуска насосов, наличием в разрезе зоны пониженного уровня температур (интервалов многолетнемёрзлых пород) и большой кривизной скважин.

Давления насыщения, близкие к начальным пластовым давлениям, обуславливают разгазирование нефти в призабойных зонах скважин, а при снижении пластового давления - и в удалённых зонах пласта, что влияет на рабочие газовые факторы и коэффициенты продуктивности скважин вследствие изменения фазовых проницаемостей. Нестабильность данных параметров затрудняет подбор оборудования и выбор режима эксплуатации скважин. Наличие газовых шапок также увеличивает рабочие газовые факторы и влияет на коэффициенты продуктивности скважин.

При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка - качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффициент подачи насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины. Сравнительно часто из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то создаются серьезные осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин.

Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 минут) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки, а забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину.

В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах присутствуют различные участки - вертикальные, криволинейные, наклонные. Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного насоса. При размещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления движению плунжера.

Практика эксплуатации нефтяных скважин показывает, что от забоя до какой-то высоты в межтрубном пространстве находится движущийся столб жидкости с газом. Выше этого столба располагается столб газонефтяной пены. В этих столбах пузыри газа имеют значительно меньшие скорости, чем в газожидкостной смеси. Поэтому, если пенораздел устанавливается у приема насоса, газ из пены почти не сепарируется в насос, вследствие чего снижается его коэффициент наполнения.

Уменьшение подачи насоса под влиянием свободного газа заключается в следующем:

1) Газ, попадая в цилиндр насоса, занимает часть рабочего объема и тем самым снижет подачу жидкости насосом;

2) Газ, содержащийся во вредном пространстве, расширяясь и выходя из раствора, также уменьшает подачу насоса.

В некоторых случаях под влиянием свободного газа может произойти срыв подачи насоса, т.е. он перестанет засасывать из скважины газожидкостную смесь, так как рабочая часть цилиндра целиком заполняется газом. Содержание газа в жидкости можно уменьшить сепарацией газа перед входом смеси в прием насоса. Для сепарации газа на приеме насоса устанавливают газовые якоря, в которых используют гравитационный принцип.

Эксплуатация скважин скважинными штанговыми насосами в осложнённых условиях требует применения специальных защитных приспособлений или технологических приемов, обеспечивающих нормальную работу насоса.

Осложнения и меры борьбы:

- АСПО:

а) тепловые методы;

б) механические методы;

в) химические методы;

г) термохимические методы;

д) технологические методы;

е) применение кабельных нагревательных линий;

ж) комбинированные методы;

и) внутреннее покрытие НКТ эмалью.

- коррозия:

а) химические методы;

б) Применение неметаллических труб (КНТ);

в) Применение коррозионно-стойкого оборудования;

г) Электрохимическая защита;

д) Технологические методы;

е) Протекторная защита;

ж) Внутренне покрытие трубопроводов эмалью.

- эмульсия:

а) химические методы;

б) тепловые методы;

в) технологические методы.

-соли

а) химические методы;

б) внутренне покрытие НКТ эмалью;

в) технологические методы.

Одним из тормозящих факторов дальнейшего роста МРП является коррозия скважинного оборудования. Применение насосной штанги второй группы исполнения (коррозионностойкие) в сильно агрессивных средах превышают срок работы насосной штанги до 2 раз по сравнению с насосной штангой обычного исполнения. Поэтому работу по обеспечению коррозионной устойчивости насосной штанги в сильно агрессивных средах следует вести в комплексе мероприятий: применение антикоррозионных покрытий, применение протекторной и катодной защиты и т.д. Для поддержания достигнутого уровня МРП скважин и дальнейшего его наращивания необходимо развивать все направления комплекса мероприятий, включая и организационные методы управления работоспособностью оборудования.

Динамика МРП по скважинам



4. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЕМ

Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) наб-людается на стенках колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и зонах малой скорости потока у штуцеров, муфт и других местах гидравлического сопротивления потоку.

Основной причиной образования парафиноотложений является охлаждение газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой нефти и теплообмена.

Интенсивность парафинизации оборудования зависит от нескольких факторов:

наличия высокого газового фактора;

физико-химических свойств нефти;

низкой продуктивности пластов;

наличия слоев многолетнемерзлых пород;

темпов обводнения;

термодинамических условий залегания.

Интенсивное разгазирование нефти при подъеме к устью скважины влечет за собой понижение температуры. Кроме того, происходит удаление из нефти вместе с газом легких фракций углеводородов, являющихся растворителями парафина.

Основу образующихся отложений составляет кристаллическое вещество - парафин, растворенный в нефти. Чем больше содержание парафина, тем выше температура насыщения нефти парафином, и тем больше вероятность интенсивной парафинизации оборудования. Особенно интенсивен процесс парафиноотложения при большом перепаде температур между забоем и устьем скважины, составляющем 50 - 70 °С и выше.

В случаях интенсивной добычи нефти текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом. Это вызовет понижение границы разгазирования нефти и дополнительное охлаждение газожидкостного потока в средней части НКТ, вследствие чего интенсификация процесса парафиноотложения увеличивается

Отложение АСПВ на стенках глубинного оборудования, работающих и простаивающих скважин зависит также от материала и качества обработки поверхности труб. Чем более гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее идет выпадение парафина при одинаковых технологических режимах работы скважин.

Наличие в нефти тугоплавких парафинов (церезинов с высокой температурой плавления до 90 °С) и их абсолютное содержание в ней - один из определяющих факторов, обуславливающих сцепляемость парафина с поверхностью НКТ.

Отложение тяжелых компонентов нефти на стенках поровых каналов, приводящее к снижению проницаемости пласта, определяется термодинамическими условиями в призабойной зоне и в первую очередь температурой потока нефти. Как известно, фильтрация жидкости или газа в пористой среде сопровождается изменением температуры потока (дроссельный эффект или эффект Джоуля-Томпсона). Это изменение температуры пропорционально дебиту скважины, имеет отрицательный знак для газовых скважин и, как правило, положительный для нефтяных. Поэтому, изменяя дебит (или забойное давление) скважины можно регулировать температуру потока, предупреждая выпадение АСПВ.

В случае разработки низкопродуктивных пластов (скважины с дебитами до 40 т/сут.) и незначительной обводненностью (в начальный период) наблюдается запарафинивание промыслового оборудования на глубине от 0 до 800 м.

Высокие темпы обводнения добываемой продукции приводят к повышению температуры газонефтяного потока, к гидрофилизации поверхности НКТ, что способствует срыву образовавшихся отложений АСПВ с поверхности оборудования и в итоге приводят к снижению парафиноотложения.

Процесс парафиноотложения будет усугубляться выпадением гидратов в глубинном оборудовании, поэтому проблема осложнений должна решаться комплексными методами. Для своевременного выявления. Парафинопроявляющего фонда скважины необходимо оборудовать термокарманами для замера устьевых температур. При низких устьевых температурах (ниже 35°С) начнется парафинизация оборудования, а при соответствующих условиях (обводненность выше 30%) и гидратоотложение. Наиболее нежелательным будет для таких скважин нарушение технологического режима работы, а также технические неисправности в работе оборудования.

Опыт различных методов защиты показывает, что в зависимости от интенсивности процесса, глубины выпадения АСПВ, способа эксплуатации каждый из этих методов имеет свои области применения.

К адгезиозным способам относится применение футерованных труб с защитными покрытиями. В качестве покрытий используют полимерные, эпоксидные и другие материалы. Применение полимерных порошковых материалов позволяет значительно расширить количество защитных покрытий из нерастворимых материалов, которые не подвергаются старению и механическому износу, надежно защищают подземное оборудование от отложений АСПВ в течении 4-5 лет.

Механические методы очистки НКТ от отложений парафина подразумевают применение скребков различной конструкции.

Химический метод заключается в применении растворителей, депрессаторов и игибиторов парафиноотложения.

Ингибиторы парафиноотложения применяют для предот-вращения выпадения АСПВ на стенках НКТ, растворители растворяют парафиновые отложения, депрессаторы снижают температуру застывания нефти.

Физический метод предусматривает применение магнитных акти-ваторов для изменения электромагнитного поля добываемого флюида и тем самым изменяется полярность компонентов нефти за счет чего не образуются крупные соединения углеводородных фракций.

Электрический способ заключается в применении греющих кабелей (ЛЭНов - линейных электронагревателей) для ликвидации парафиновых и гидратных отложений.

Тепловой метод очистки - применение обработок горячей нефтью, водой и продувки паром.



5. РАСЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЕМ

В качестве основного метода борьбы с АСПО на Знаменском месторождении в осложненном фонде скважин, эксплуатируемых ШСНУ, используются промывки различного типа (дистиллятом в комбинации с нефтью, МЛ-80Б).

Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью

Исходные данные:

Скважина №1828А;

Н = 1620 м;

Диаметр эксплуатационной колонны D_экс =146 мм;

Диаметр НКТ d_нкт = 73 мм;

Диаметр штанг d_шт = 22 мм;

НН2Б - 44;

Плотность дистиллята с_д = 707 кг/м³;

Q = 8 м³, В=0%.

Техника для промывки:

ЦА - 320; d_поршня = 100 мм; N = 180 л/с.

Производительность агрегата:

1 скорость - 1,4 л/с;

2 скорость - 2,55 л/с;

3 скорость - 4,8 л/с;

4 скорость - 8,65 л/с.

1. Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве:

P₁ = л? (L_нкт ? с_д)/(D_экс - d_нкт) (Vн2/2), Рa (1)

где: л - коэффициент трения, л = 0,035;

L_нкт - длина колонны НКТ, м;

Vн - скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

с_д - плотность дистиллята, кг/м³;

D_экс - диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_нкт - диаметр НКТ, м;

При работе на 1 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (0,172/2) = 0,0071?10⁶ Па;

на 2 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (0,372/2) = 0,0339?10⁶ Па;

на 3 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (0,532/2) = 0,0696?10⁶ Па;

на 4 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (1,032/2) = 0,263?10⁶ Па.

2. Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:

P2 = (с_н - с_д)?g ?L_нкт, Па (2)

где: с_н - плотность нефти.

С достаточной точностью для расчетов

P2 = (820 -707)?9,81?1450 = 1,607 ?10⁶ Па.

3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:

Р3 = j ? л_нкт? L_нкт?с_д ? Vв2/[2 (d_вн - d_шт.)] (3)

где: j - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, j =1,1;

л_нкт - коэффициент трения в НКТ, л_нкт = 0,04;

d_вн - внутренний диаметр НКТ, м;

d_шт - диаметр штанг, м;

Vв - скорость восходящего потока, м/с;

на 1 скорости:

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,4 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 0,09·10⁶ Па;

на 2 скорости:

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,8 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 0,361·10⁶ Па;

на 3 скорости:

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·1,6 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 1,443·10⁶ Па;

на 4 скорости:

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·2,91 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 4,775·10⁶ Па.

Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.

4. Давление на выкиде насоса:

Рв = Р1+ Р2+ Р3; (4)

на 1 скорости:

Рв = 0,0071?10 6 + 1,607?10 6 + 0,09·10 6 = 1,704·10⁶ Па;

на 2 скорости:

Рв = 0,0339?10 6 + 1,607?10 6 + 0,361·10 6 =2,002·10⁶ Па;

на 3 скорости:

Рв = 0,0696?10 6 + 1,607?10 6 + 1,443·10 6 =3,120·10⁶ Па;

на 4 скорости:

Рв = 0,263?10 6 + 1,607?10 6 + 4,775·10 6 =6,645·10⁶ Па.

5. Рассчитываем мощность насоса:

N = Pв· Q/з, (5)

где з - К.П.Д насоса, з = 0,65;

на 1 скорости:

N =1,704·10 6 Па?1,4/0,65 = 3,67 кВт;

на 2 скорости:

N =1,704·10 6 Па?2,55/0,65 = 6,68 кВт;

на 3 скорости:

N =1,704·10 6 Па?4,8/0,65 = 12,58 кВт;

на 4 скорости:

N =1,704·10 6 Па?8,65/0,65 = 22,68 кВт.

6. Использование максимальной мощности:

К = (6),

где максимальная мощность насоса Nmах = 130 кВт;

на 1 скорости:

К = 3,67·100/130 = 2,82%;

на 2 скорости:

К = 6,68·100/130 = 5,14%;

на 3 скорости:

К = 12,58·100/130 = 9,68%;

на 4 скорости:

К = 22,68·100/130 = 17,45%.

7. Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.:



Vп =Vв (7),

на 1 скорости Vп = 0,4 м/с;

на 2 скорости Vп = 0,8 м/с;

на 3 скорости Vп = 1,6 м/с;

на 4 скорости Vп = 2,91 м/с.

8. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:

t =L_нкт/ Vп (8),

на 1 скорости:

t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;

на 2 скорости:

t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;

на 3 скорости:

t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;

на 4 скорости:

t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.

В НГДУ «Аксаковнефть» применяется для промывки скважин нефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 на базе КрАЗ-257 и автоцистерны на базе КамАЗ - 5220 емкостью 8 м3.

Из гидравлического расчета промывки скважины видно, что оптимальный режим работы агрегата осуществляется на 3 скорости, т. к. при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина с НКТ и соблюдаются технические условия безопасности работы с горючим материалом - давление выкида насоса меньше или равно 7 МПа.

Из условий наименьших гидравлических сопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью 1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2-3 скорости)

Продолжительность промывки на 3 скорости (объём 8 м3) составит 15,10 минут. При окончании промывки в обратной последовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваем промывку.



6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЕМ

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора.

В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Применение химических методов воздействия на призабойную зону в большинстве случаев способствует улучшению коллекторских свойств пласта и повышению коэффициента продуктивности.



7. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ МЕТОДА БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЕМ

Эксплуатация скважин Знаменского месторождения осложнена образованием парафиногидратных отложений и частично отложением солей. Наиболее интенсивно процесс парафиноотложения протекает в первые пять лет разработки, затем начнется процесс гидратообразования, который усугубляет процесс парафиноотложения.

С целью уменьшения вероятности образования парафино-гидратных отложений рекомендуется:

- отклонение ствола скважины от вертикали не должно превышать 10 градусов в интервале мерзлых пород (50 - 450м);

-оснащение скважин термокарманами для измерения устьевых температур и своевременного выявления парафино и гидратоопасного фонда;

применять обработку горячей нефтью с помощью парожидкостных генераторов (установки на базе ППУ);

в скважинах с обводненностью выше 30% начинать электро-прогревы с целью предупреждения образования гидратов;

- электронагревы с помощью ЛЭНов необходимо применять и для разрушения парафиногидратных отложений как в остановленных так и в действующих скважинах;

-в скважинах с небольшой интенсивностью парафиноотложения проводить очистку НКТ с помощью тепловых обработок горячей нефтью (не выше 100 °С), с применением агрегатов;

- периодичность обработок 1 раз в квартал.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном проекте рассмотрены осложнения при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ на Знаменском месторождении. Приведены методы борьбы с осложнениями, сделаны выводы и рекомендации.

Из осложненного фонда по данным динамометрии выбрана скважина и проведен расчёт по использованию метода промывки нефтедистиллятной смесью.

При внедрении рекомендуемых методов борьбы с осложнением, добыча нефти будет облегчена, а производительность скважин возрастет.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Чалышев В.В. и др.: «Технологическая схема разработки Знаменского нефтяного месторождения», Уфа, 1967г.

2 Тимашев Э.М. и др.: «Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана», Уфа: РИС АНК «Башнефть», 1997г.

3 «Геологический отчет», Приютово: ОГ и РМ НГДУ «Аксаковнефть»

4 Сулейманов А.Б. и др.: «Техника и технология капитального ремонта скважин», Москва, «Недра», 1987г.

5 Беззубов А.В. и др.: «Насосы для добычи нефти», Москва, «Недра», 1986г.

6 Василевский В.Н. и др.: «Исследования нефтяных пластов и скважин», Москва, «Недра», 1973г.

7 Иванов И.Н. и др.: «Оборудование и инструменты для технологических операций и ремонта скважин», Тюмень, 1990г.

8 Хмелевский В.К.: «Геофизические методы исследования», Москва, «Недра», 1988г.

9«Применение новых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана», Уфа, АНК «Башнефть», 2000г.

Размещено на Allbest.ru