· непрерывное дозирование в скважину с использованием поверхностных дозировочных насосов или глубинных дозаторов;

· периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважины;

· периодическое задавливание ингибитора в призабойную зону пласта (залповая подача реагента);

По принципу размещения применяемые типы дозаторов можно разделить на две группы:

1. наземные - подают реагент в затрубное пространство скважины;

2. скважинные - подают реагент непосредственно на прием насоса.

Обычно оценка эффективности их применения производится по признаку доступности для осмотра и обслуживания.

Проведенные исследования с целью оценки технологической эффективности различных способов подачи реагентов в скважину, позволяют считать метод затрубного дозирования малоэффективным. При дозировании в затрубное пространство химреагент, проходя столб газожидкостной смеси, достигающий сотни, а иногда и тысячи метров, срабатывает и к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности.

С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что при его высокой стоимости отражается на себестоимости добычи нефти и снижает экономичность дозатора. Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время замерзают. Это затрудняет операции с ними.

В ОАО «Аганнефтегазгеология» НК «Русснефть» разработана программа проведения опытно-промышленных испытаний ингибитора солеотложения «ФЛЭК-ИСО-4». Согласно разработанной программы поставлено 2 наземных блока дозирования химического реагента через импульсную трубку на приём насоса.

Результаты применения наземного дозатора ингибитора солеотложения «ФЛЭК-ИСО-4»:

· Куст №1 скв. 1053 Э25-1700 г./c - в работе 97 суток;

· куст 6 скв. 2005 Э125-1700 отработала 40 суток, отказала по причине Rк-0.

Во время работы УЭЦН в дозировочном насосе было обнаружено затвердевание ингибитора. Таким образом, подача ингибитора фактически не осуществлялась. При дефектации ЭЦН на рабочих органах солевых отложений не было. По скважине 1049 куста 310 также выявлено затвердевание ингибитора и засорение гибкого трубопровода.

В настоящее время специалистами фирмы «ФЛЭК» в рамках опытно-промышленных испытаний ведется оптимальный подбор ингибитора солеотложений, применимого для данной технологии обработок глубинного насосного оборудования.

3.4 Вредное влияние АСПО на работу подземного оборудования добывающих скважин

Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 до 4 месяцев, на поверхности промыслового оборудования образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ.

Поздняя стадия разработки, на которой находится в настоящее время большинство нефтяных и газовых месторождений, в силу ряда известных причин способствует росту доли осложнений, связанных с эмульсеобразованием, АСПО и отложениями неорганических солей, имеющих место по всей технологической цепочке добычи, транспорта и подготовки нефти и газа. Подъем скважинной жидкости, представляющей собой водогазонефтяную эмульсию, от продуктивного пласта к устью, связан с изменением давления, температуры, скорости движения потока.

Качественная оценка процессов, происходящих в скважине, свидетельствует о главенствующей роли скорости движения потока. При малых скоростях происходит образование АСПО и солеотложений, при высоких скоростях - образование эмульсий и повышение вязкости продукции.

Причины и условия образования АСПО

Известны две стадии образования и роста АСПО:

1. первой является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности;

2. на второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны: - непосредственно над насосом, где давление резко возрастает и становится больше давление насыщения. Вероятность АСПО в этой зоне минимальная; - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

Как показывает практика, основными объектами для образования отложения парафина являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности НКТ.

Промысловые исследования показывают, что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимума на глубине 50 - 200 м от устья скважины, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

· снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия ГЖС;

· интенсивное газовыделение;

· уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

· изменение скорости движения ГЖС и отдельных её компонентов;

· состав углеводородов в каждой фазе смеси;

· соотношение объема фаз;

· состояние поверхности труб.

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

Влияние АСПО на работу подземного оборудования

Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в добывающих скважинах в процессе их работы, понимают сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входят различные вещества, такие как парафины, асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода. Механические примеси.

Содержание отдельных компонентов в парафинистой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти.

Наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много технологических и технических задач, связанных с ликвидацией осложнений, вызываемых парфиноотложениями.

В процессе работы скважины возникают определённые условия, при которых интенсивность парафиноотложений возрастает:

1. снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной смеси (ГЖС);

2. интенсивное газовыделение;

3. уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

4. изменение скорости движения ГЖС;

5. состав и соотношение углеводородов в каждой фазе ГЖС.

Поскольку для нормального процесса добычи нефти проблему представляет не сам факт выпадения парафина из нефти, а его накопление на подземном оборудовании и НКТ, то и интерес вызывают условия образования АСПО в скважине. Некоторыми такими условиями являются:

· адсорбционные процессы на границе металл - парафин;

· наличие на поверхностях отложений продуктов разрушения пласта, мехпримесей, продуктов коррозии металлов и т.д.;

· шероховатость поверхности подземного оборудования (в особенности НКТ);

· скорость движения ГЖС;

· структура потока жидкости.

Практика добычи парафинистой нефти показывает, что основными местами отложений парафина являются:

- скважинные насосы;

- НКТ;

- выкидные линии отскважин;

- резервуары промысловых сборных пунктов.

Толщина отложений увеличивается постепенно от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимальной толщины на глубине 50-200 м от устья, затем уменьшается до 1-2 мм в области устья.

3.5 Технология применения греющего кабеля УЭЦН для борьбы с АСПО

Одна из проблем, серьезно затрудняющих эксплуатацию многих нефтяных месторождений Западной Сибири - образование гидрато-парафиновых пробок (ГПП) в работающих скважинах. Несмотря на интенсивные профилактические меры (скребкование, горячие промывки, использование ингибиторов парафиноотложений) полностью исключить образование ГПП, не удается, что приводит к потерям в добыче нефти, происходящим из-за остановок скважин для проведения восстановительных мероприятий.

Для возвращения скважин в рабочее состояние необходимо принимать серьезные меры по ликвидации гидрато-парафиновой пробки большой протяженности (50-300 м), на что тратятся значительные силы и средства.

Для радикального решения проблемы требуется разработка такой технологии, при которой вовсе отсутствовали бы условия для образования ГПП в скважине, необходимо создание методов, которые были бы направлены не на борьбу с последствиями образования гидрато-парафиновых пробок, а на предотвращение условий их образования.

Технология применения греющего кабеля

Одним из главных факторов способствующих выделению парафина из нефти и образования гидратов является температура. Повышение температуры нефтеводогазовой смеси в НКТ, позволяет избежать образования гидратно-парафиновых пробок. Принцип работы греющего кабеля заключается в нагреве внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с помощью специального изолированного нагревательного кабеля, помещенного в интервал интенсивного гидрато-парафиноотложения.

Применение того или иного греющего кабеля определяется способом добычи нефти. Для скважин, оснащенных штанговым глубинным насосом (ШГН), нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, проложенного только снаружи НКТ (рис. 3.14, а), так как внутри НКТ находится штанга. Для скважин, оснащенных электроцентробежным насосом (ЭЦН), а также фонтанных и газлифтных нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, опускаемого в НКТ (рис. 3.14, б) через лубрикатор.

Рисунок 2.15 - Расположение нагревательных кабелей в скважине:

а) скважина с ШГН, б) скважины с ЭЦН, фонтанные и газлифтные: 1 - насосно-компрессорная труба; 2 - штанга насоса; 3 - кабель; 4 - обсадная колонна.

С помощью пакета прикладных программ ANSYS моделировалось температурное поле в поперечном сечении скважины, оно вычислялось из условия, что дебит равен нулю (рис. 3.15).

Из рисунка видно, что при мощности кабеля 100 Вт/м температура нефти в НКТ составит 47 °С, в то время как при нагреве самонесущим кабелем, расположенным в НКТ, 43 °С при мощности 24 Вт/м.

Следовательно, нагрев кабелем, расположенным внутри НКТ, требует в несколько раз меньшей мощности, чем нагрев кабелем, расположенным снаружи НКТ.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13