24867 (586517), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Таблица 4
Состояние эксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001г
| Расшифровка фонда | Скв.(шт.) | Кэкс % |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. а) фонтанные б) ЭЦН в) ШГН | 21 101 575 | 3 14,5 82,5 |
Из таблицы видно, что количество скважин эксплуатируемых ШГН - 82,5 %. Установками ЭЦН эксплуатируется 13 % эксплуатируемого фонда. 99,9 % всей добычи нефти извлекается механизированным способом, в том числе ШГН - 72,92 %, УЭЦН - 26,96 %.
Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованным ШГН, составляет 2,36 т/сут, по УЭЦН - 5т/сут.
Средняя обводнённость продукции по скважинам, эксплуатируемым ШГН составляет 49,4 %, по УЭЦН-92,7 %.
Средняя глубина подвески штанговых насосов на девонских скважинах 1250 - 1450 м, на угленосных - 800 - 900 м.
2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании
Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 - 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 - 4 часа.
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.
2.3 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности
В НГДУ “ Лениногорскнефть” на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2 % осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепловые и физические методы борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 75 % фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.
Таблица 5
Применение методов борьбы с АСПО на скважинах, оборудованных УШГН
| Методы борьбы с АСПО | Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО | Ремонты по причине АСПО | ||
| Всего | % от осложненного фонда с УГШН | Всего | Отношен. ремонт. к соответс фонду | |
| Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО | 621 | 100 | 81 | 0,130 |
| 1. Применение штанг с наплавленными центраторами, в т.ч. - с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН” с остеклованными НКТ, в т.ч. - с промывками - с магнитными депарафинизаторами - с микробиологическими обработками; | 242 202 143 8 11 | 39,5 32,5 23,0 1,3 1,8 | 29 25 - 5 - | 0,120 0,124 - 0,625 - |
| - с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН” в комбинации со скребками- центраторами завода “Радиоприбор”, в т.ч. - с промывками; - со скребками- центраторами НГДУ “ ИрН” | 14 8 26 | 2,3 1,3 4,2 | 1 - 3 | 0,071 - 0,115 |
| 2. Применение футерованных НКТ в т.ч. - с полимерным покрытием БМЗ, в т. ч - с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН” - с промывками ; - остеклованных, в т. ч- с промывками - с магнитными депарафинизаторами - с микробиологическими обработками | 326 4 1 2 322 284 4 3 | 52,5 0,6 0,2 0,3 51,9 45,7 0,6 0,5 | 45 - - - 45 3 1 - | 0,138 - - - 0,140 0,011 0,250 - |
| Выполнение микробиологических обработок | 4 | 0,6 | 1 | 0,250 |
| Использование магнитных депарафинизаторов | 2 | 0,3 | 2 | 1,000 |
2.3.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
Применение скребков центраторов депарафинизаторов
При эксплуатации скважин ШГНУ основным способом борьбы с АСПО в НГДУ “Лениногорскнефть” является механический, т.е. использование штанг с наплавленными центраторами - депарафинизаторами производства НГДУ ”ЛН» (рис 2), наплавленными скребками - центраторами производства НГДУ «ИрН” (рис 3), плавающими скребками-центраторами завода “Радиоприбор”, использование стеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ. Фонд скважин, обеспеченный защитой такого типа, составляет 91,5 % от осложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудованных УШГН.
Использование штанг со скребками центраторами депарафинизаторами основан на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ (центраторами, создающими скорости выше критической при которой не происходит отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг). Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы (рис. 2) неподвижно наплавленного на тело штанги.
Рис. 2 Цилиндрический центратор Рис. 3 Центратор из полиамидной смолы
В последнее время начали применять новые виды скребков центраторов депарафинизаторов из полиамидной смолы (рис 3). Очистка от парафина металлических поверхностей НКТ и штанг достигается при определенном и строго заданном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно- поступательных и вращающихся движениях. Косые пазы, выполнены по периметру рабочей поверхности скребка обеспечивают достаточный проток жидкости. В зависимости от размеров труб и штанг меняется размер скребков центраторов-депарафинизаторов.
Срок службы скребков центраторов-депарафинизаторов (по паспорту) составляет 5-7 лет. Оснащение колонн штанг скребками центраторами депарафинизаторами в больших объемах дает возможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами, число текущих ремонтов скважин из - за запарафинивания глубинно-насосного оборудования, средний МРП эксплуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700 суток. Штанги с наплавленными центраторами - депарафинизаторами используются в комплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36,4 % осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скважинах дополнительно внедрены плавающие скребки- центраторы завода “Радиоприбор”. Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты от формирования АСПО, 1-2 раза в год промываются дистилятом или дистиллятом в композиции с нефтью. Штанги с наплавленными скребками- центраторами НГДУ “ ИрН” внедрены на 26 скважинах (4,2 %). Штанги с центраторами - депарафинизаторами и наплавленными скребками- центраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скважины, оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется со штанговращателями.
2.3.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО
Покрытия труб эпоксидными смолами
Преимущество такого покрытия состоит в том, что увеличивается межочистной период работы скважин, оборудованных трубами с покрытиями за счет того, что кристаллы асфальто-смолопарафиновых отложений имеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТ защищается покрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненной нефти.
Недостатками покрытия являются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорение скважин отслоившимся покрытием, засорение клапанов насосов покрытием, истирание покрытия центраторами.
Покрытие труб стеклогранулянтом.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
