Реферат: Характеристика месторождения

Монтаж насоса – «жертвы». Спуск временного насоса. Как показывает практика, это требует значительного увеличения времени работы бригады на скважине и не гарантирует положительного эффекта; 4). Установка гравийного фильтра в забое скважины. Метод рекомендован как последняя возможность в борьбе с песком вследствие высокой стоимости, а также того, что с течением времени фильтр забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость уменьшается. Следовательно, уменьшается дебит, начинается процесс разрушения призабойной зоны; 5). Сваббирование скважины и создание большой депрессии. Откачивание жидкости на первоначальном этапе с помощью поршня. Метод привлекательный с точки зрения затрат. Время сваббирования трудно прогнозировать; 6). Отработка азотом с использованием комплекса ГНКТ. Основное преимущество этого метода в том, что он может использоваться наряду с уже действующими методами работы на скважине. После промывки забоя азот закачивается через гибкую НКТ на необходимую глубину и в скважине поддерживается депрессия в течение необходимого времени, отработанная жидкость поступает в выкидную линию. Затем проводится окончательная промывка забоя. Продолжительность работ можно прогнозировать. Обеспечивается полный контроль скважины. Сразу после закачивания скважина начинает давать продукцию.

Непосредственно в ОАО «Варьеганнефтегаз» на Верхне-Коликеганском месторождении используется технология отработки ЭЦН в периодическом режиме. Этот метод используется, дабы не допустить попадания на вход в ЭЦН пропанта. Время за которое пластовая жидкость с пропантом достигнет входа в ЭЦН рассчитывается по следующим параметрам: производительность ЭЦН, изменение динамического уровня, глубина спуска ЭЦН.

Процесс заключается в пуске скважины до момента подхода жидкости к входу в ЭЦН, затем скважину отключают и так несколько раз, пока взятые из скважины пробы на мехпримеси не будут в норме, затем скважину переводят на постоянный режим.

Причины образования АСПО:

1. 
   Снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
   
2. 
   Интенсивное газовыделение;
   
3. 
   Уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
   
4. 
   Изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
   
5. 
   Состав углеводородов в каждой фазе смеси;
   
6. 
   Соотношение объема фаз;
   
7. 
   Состояние поверхности труб.
   

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

В настоящее время известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина. Каждый из методов борьбы с отложениями парафина требует применения на скважине более или менее сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. Подбор эффективных методов предупреждения и удаления парафиновых отложений обеспечивает продолжительный межремонтный период работы скважин, повышает нефтегазоотдачу и сокращает материальные затраты.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, физическими методами, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Методы борьбы с АСПО:

1. 
   Механические методы.
   

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

1. Центраторы-депарафинизаторы

2. Скребки – центраторы.

3. Плавающие скребки.

4. «Летающие» скребки.

2. 
   Физические методы.
   

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.

3. 
   Химические методы борьбы.
   

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы:

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторывзаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000–3000, – низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000–12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500–3000.

Механизм действия депрессаторовзаключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся «Парафлоу АзНИИ», алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-1А», ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7».

Диспергаторы – химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [3]. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

· процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

· защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

· защитой от солеотложений;

· процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

· бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы).

· толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);

· СНПХ-7 р-1 – смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов;

· СНПХ-7 р-2 – углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции;

· ХПП-003, 004, 007;

· МЛ-72 – смесь синтетических ПАВ;

· реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 – сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов;

· реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб;

· ИНПАР; СЭВА-28.

Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

4. 
   Методы теплового воздействия борьбы с АСПО.
   

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

– горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

Повышение эффективности очистки НКТ от отложений парафина может быть достигнуто ранее применявшейся, но к настоящему времени повсеместно утраченной технологией. Улучшение процесса очистки происходит за счет совмещения операции промывки горячей жидкостью со спуском поршня. Последний обеспечивает направленное движение теплоносителя вдоль внутренней поверхности НКТ и более рациональное использование тепла.

– острого пара;

– электропечей наземного и скважинного исполнения;

– электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

5. 
   Вибрационные методы
   

Методы основаны на создании в области парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках труб.

Полимерное покрытие НКТ Poly Plex как метод борьбы с коррозией, отложениями АСПО и солеотложением.

На ВКЕ против солеотложения, коррозии и отложений АСПО, активно применяют полимерное покрытие НКТ Poly Plex.

Для защиты внутренней поверхности НКТ разработано полимерное покрытие нового поколения PolyPlex. Покрытие обладает уникальным комплексом свойств, необходимым для качественной защиты НКТ в самых жестких условиях. PolyPlex надежно защищает НКТ от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, солевых и асфальто-смолопарафиновых отложений. При этом PolyPlex практически лишено недостатков, свойственных другим покрытиям (силикатно-эмалевым, эпоксидным, полиэтиленовым и др.), применяемых для защиты НКТ. Цена покрытия PolyPlex на порядок ниже чем Super Stainless, что делает его очень доступным и быстро окупаемым.

PolyPlex обладает высокой химической стойкостью, в том числе к сероводороду, хлору, нефти, пластовой жидкости, светлым и темным нефтепродуктам, природному газу, газовому конденсату, воде, минеральным и органическим кислотам и т.д. Покрытие имеет гладкую глянцевую поверхность с высокими антиадгезионными свойствами. Благодаря этому PolyPlex обеспечивает защиту от отложения солей и АСПО, а также существенно понижает гидравлическое сопротивление потоку перекачиваемой среды и, как следствие, снижает удельные энергозатраты и повышает пропускную способность НКТ.

Покрытие предназначено для длительной эксплуатации при температурном режиме от минус 60 до плюс 150 ^оС. При ремонте НКТ PolyPlex допускает кратковременную (до 1000 часов) обработку паром с температурой плюс 200^оС, либо кислотную промывку.

Характерным свойством предлагаемого покрытия является очень высокая его эластичность. После полимеризации покрытие практически не чувствительно к любым деформациям НКТ, в том числе к изгибу на любой угол и кручению. PolyPlex не склонен к трещинообразованию и сколам. Это обеспечивает сплошность покрытия в наиболее проблемных местах – в зоне резьбового соединения НКТ с муфтой. Покрытие обладает высокой стойкостью к задирам и другим механическим повреждениям. Абразивная и гидроабразивная стойкость покрытия в несколько раз превышает стойкость нержавеющей стали. Материал покрытия сохраняет свою работоспособность при давлениях рабочей среды до 105 МПа.