ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 204
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Содержани
Са(НСO3)2 ↔ СаСО3 ¯ + Н2О + СO2 (1) 5
Процесс интенсифицируется при снижении давления ниже давления насыщения нефти. Из нефти выделяются газообразные компоненты, что приводит к снижению содержания углекислоты в нефти и водной фазе и как следствие, к выпадению новых порций карбоната кальция. В результате происходит отложение солей в эксплутационной колонне, на поверхности колес ЭЦН, внутри НКТ. 5
Исследование ионного состава солеотложения. 5
Солевые осадки, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. По результатам ряда исследований солевых отложений Западно-Сибирских месторождений было установлено, что чаще всего встречаются кальциевые карбонаты. Реже кальциевые - магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит 20% и гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречается кремнезем, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси до 25%. В органической составляющей солевых осадков присутствуют асфальтены, смолы, сернистые соединения, тугоплавкие парафины и другие вещества. 5
Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). Образование плотного камнеобразного осадка толщиной 0,6–1 мм нарушает теплообмен. Приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя. Анализ отложений с ЭЦН скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» позволяет определить содержание в осадке таких нефтяных компонентов как соединений железа, присутствие которых объясняется интенсивной коррозией рабочих колес ЭЦН под воздействием коррозионно-агрессивной среды, либо карбоната кальция и магния. 6
Отложения с преобладанием карбонатных осадков отобраны со всех видов насосов с различной производительностью, добывающих продукцию пластов - АС4, АС5, АС6, БС4, БС10, БС18, ЮС1, ЮС2, ЮС3. Обводненность скважинной продукции изменялась в интервале 1–94%. Пластовые воды осложненных солеотложением скважин принадлежали к хлору - кальциевому и гидрокарбонатнонатриевому типам. Все это указывает на то, что выпадение карбонатных осадков при эксплуатации скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» носит повсеместный характер, а его интенсивность связана с содержанием в пластовых водах ионов кальция и гидрокарбоната, наличием в пластовой нефти двуокиси углерода и изменением термобарических условий при подъеме скважинной продукции. 6
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ 17
Водородный показатель, рН 17
Введение 31. Причины солеотложении…………………………………………………...52. Технология дозированной подачи ингибитора……………………………73. Анализ установки дозировочной с электроприводом (УДЭ)…………..114. Ингибитор солеотложения, применяемый в ОАО «Юганскнефтегаз»...16Заключение 21Литературный список 22ВведениеСолеотложение наносит существенный ущерб для эффективной разработки и обслуживания месторождений нефти, особенно в период их интенсификации, в результате чего снижается межремонтный период работы насосной техники и снижается производительность скважин.Особенность добычи заключается в высоких темпах развития месторождений, применяя методы интенсивных воздействий на пласт, а также применяя современные высокопроизводительные электроцентробежные насосы ЭЦН.На месторождениях наблюдается снижение темпа добычи нефти по причине частого отказа подземного оборудования, вследствие выпадения твердых кристаллических отложений солей на различных деталях ЭЦН, приводящих к заклиниванию вала, либо к пробою изоляции электрического кабеля. При этом выброс солей в скважинах призабойных зон приводит к снижению приемистости скважин, увеличению скважинных скинфакторов, а следовательно, к снижению нефтедобычи в эксплуатационной скважине.Главный источник солей - вода, которая добывается вместе с нефтепродуктами.Нефтепродукты называют солевыми растворами, поскольку в них больше минеральных веществ, чем в пресной воде. Однако вода имеет только ограниченную способность растворять минеральные соли.Эти соли остаются в растворенном состоянии, только если комплекс физических условий, воздействующих на раствор, остается неизменным. Факторы, в первую очередь, ответственные за отложение солей - температура воды, давление и концентрация солей. Изменение этих факторов приводит к повышению скорости осаждения солей из растворов, которое может быть предсказано на основе фундаментальных научных принципов. Если в воде растворены минералы определенного типа, а условия, воздействующие на раствор, изменяются, уменьшая растворимость этих веществ, образующиеся соединения выпадают в виде осадка. Твердые осадки могут рассредоточиться в виде взятых в воде частей или образуют плотные накипы на поверхностях, например стенках труб и скважины. Наиболее негативные последствия по солеотложению возникают в процессе добычи нефти электрическим центробежным насосом ЭЦН. Отложение солей на различных деталях ЭЦН нередко приводит к заклиниванию ЭЦН, поломке вала или пробою изоляции электрического кабеля.
Обычно с увеличением глубины скважина прочность сцепления солей с поверхностью трубопроводов и нефтеперерабатывающего оборудования увеличивается с глубины скважин. Серьезная опасность представляет солеотложение на рабочей части и поверхности погружного центробежного электронасоса.Образование плотной камнеобразной осадки толщиной 0.6-1 мм нарушение теплообмена, приводящий к заклинанию двигателя, поломку вала, выходу из строя насоса.Выбор оптимальных методов борьбы с солеотложениями в нефтедобывающей промышленности зависит от комплексного подхода к данной проблеме. Для её решения необходимо знать физико-химические процессы и причины, которые вызывают отложения солей в различных условиях. Также немаловажно умение спрогнозировать заранее выпадение солей, надежно контролировать и вовремя предотвращать возможное проявление осадков солей при эксплуатации скважин. Особое внимание должно уделяться и правильному подбору необходимых методов борьбы с солеотложением, которые позволяют добиться наибольшей эффективности в тех или иных промысловых условиях, не забывая про экономическую целесообразность.
Исследование ионного состава солеотложения. Солевые осадки, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. По результатам ряда исследований солевых отложений Западно-Сибирских месторождений было установлено, что чаще всего встречаются кальциевые карбонаты. Реже кальциевые - магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит 20% и гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречается кремнезем, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси до 25%. В органической составляющей солевых осадков присутствуют асфальтены, смолы, сернистые соединения, тугоплавкие парафины и другие вещества. Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). Образование плотного камнеобразного осадка толщиной 0,6–1 мм нарушает теплообмен. Приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя. Анализ отложений с ЭЦН скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» позволяет определить содержание в осадке таких нефтяных компонентов как соединений железа, присутствие которых объясняется интенсивной коррозией рабочих колес ЭЦН под воздействием коррозионно-агрессивной среды, либо карбоната кальция и магния. Отложения с преобладанием карбонатных осадков отобраны со всех видов насосов с различной производительностью, добывающих продукцию пластов - АС4, АС5, АС6, БС4, БС10, БС18, ЮС1, ЮС2, ЮС3. Обводненность скважинной продукции изменялась в интервале 1–94%. Пластовые воды осложненных солеотложением скважин принадлежали к хлору - кальциевому и гидрокарбонатнонатриевому типам. Все это указывает на то, что выпадение карбонатных осадков при эксплуатации скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» носит повсеместный характер, а его интенсивность связана с содержанием в пластовых водах ионов кальция и гидрокарбоната, наличием в пластовой нефти двуокиси углерода и изменением термобарических условий при подъеме скважинной продукции.2.Технология дозированной подачи ингибитораДля предотвращения солеотложения в промышленных масштабах в ОАО «Юганскнефтегаз» широко применяется технология дозированной подачи ингибитора в затрубное пространство скважин при помощи наземных дозирующих устройств (УДЭ).
Способ непрерывного дозирования применяется в основном для защиты «верхнего» нефтепромыслового и реже скважинного оборудования. Данный способ борьбы с солеотложением находит применения на нефтепромыслах при наличиях дозировочных насосов в коррозионном стойком исполнение, организаций работ по их обслуживанию. Методика практически всегда обеспечивает положительный результат при правильно подобранных дозировках ингибитора солеотложении. Расчет потребности в ингибиторах для реализаций технологий постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины предлагается проводить по следующей методике. Для осуществления непрерывное дозирования ингибитора на устье скважины устанавливают емкость, дозировочное устройство или насос и подключается по известным схемам к затрубному пространству. Схема подключения показана на рисунках 1 и 2. Количество ингибитора, дозируемого в скважину, рассчитывают по формуле (P, кг/сут): (2)где QВ - производительность скважины по воде, т/сут;P0 – оптимальная дозировка ингибитора для пластовой воды, г/т.В течение первых 10 дней ингибитор в скважину подается в режиме «ударной дозировки», которая в 5–10 превышает оптимальную дозировку.По истечению десятидневного срока подачи реагента в режиме «ударной дозировки» его расход снижается до уровня оптимальной дозировки.Дозировку неразбавленного ингибитора рекомендуется осуществлять в затрубное пространство с частичным перепусканием продукций скважины в затруб с целью обеспечения доставки ингибитора к приему насоса или башмаку лифта. Объем перепускания продукций скважины обусловлен технологическими параметрами ее работы. Рекомендуется перепускать до 10% добываемой продукций.При отсутствиях дозировочных насосов малой производительности готовиться 1–10% водный раствор ингибитора и закачивается существующими дозировочными насосами в затрубное пространство.
Са(НСO3)2 ↔ СаСО3 ¯ + Н2О + СO2 (1) 5
Процесс интенсифицируется при снижении давления ниже давления насыщения нефти. Из нефти выделяются газообразные компоненты, что приводит к снижению содержания углекислоты в нефти и водной фазе и как следствие, к выпадению новых порций карбоната кальция. В результате происходит отложение солей в эксплутационной колонне, на поверхности колес ЭЦН, внутри НКТ. 5
Исследование ионного состава солеотложения. 5
Солевые осадки, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. По результатам ряда исследований солевых отложений Западно-Сибирских месторождений было установлено, что чаще всего встречаются кальциевые карбонаты. Реже кальциевые - магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит 20% и гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречается кремнезем, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси до 25%. В органической составляющей солевых осадков присутствуют асфальтены, смолы, сернистые соединения, тугоплавкие парафины и другие вещества. 5
Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). Образование плотного камнеобразного осадка толщиной 0,6–1 мм нарушает теплообмен. Приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя. Анализ отложений с ЭЦН скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» позволяет определить содержание в осадке таких нефтяных компонентов как соединений железа, присутствие которых объясняется интенсивной коррозией рабочих колес ЭЦН под воздействием коррозионно-агрессивной среды, либо карбоната кальция и магния. 6
Отложения с преобладанием карбонатных осадков отобраны со всех видов насосов с различной производительностью, добывающих продукцию пластов - АС4, АС5, АС6, БС4, БС10, БС18, ЮС1, ЮС2, ЮС3. Обводненность скважинной продукции изменялась в интервале 1–94%. Пластовые воды осложненных солеотложением скважин принадлежали к хлору - кальциевому и гидрокарбонатнонатриевому типам. Все это указывает на то, что выпадение карбонатных осадков при эксплуатации скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» носит повсеместный характер, а его интенсивность связана с содержанием в пластовых водах ионов кальция и гидрокарбоната, наличием в пластовой нефти двуокиси углерода и изменением термобарических условий при подъеме скважинной продукции. 6
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ 17
Водородный показатель, рН 17
Введение 31. Причины солеотложении…………………………………………………...52. Технология дозированной подачи ингибитора……………………………73. Анализ установки дозировочной с электроприводом (УДЭ)…………..114. Ингибитор солеотложения, применяемый в ОАО «Юганскнефтегаз»...16Заключение 21Литературный список 22ВведениеСолеотложение наносит существенный ущерб для эффективной разработки и обслуживания месторождений нефти, особенно в период их интенсификации, в результате чего снижается межремонтный период работы насосной техники и снижается производительность скважин.Особенность добычи заключается в высоких темпах развития месторождений, применяя методы интенсивных воздействий на пласт, а также применяя современные высокопроизводительные электроцентробежные насосы ЭЦН.На месторождениях наблюдается снижение темпа добычи нефти по причине частого отказа подземного оборудования, вследствие выпадения твердых кристаллических отложений солей на различных деталях ЭЦН, приводящих к заклиниванию вала, либо к пробою изоляции электрического кабеля. При этом выброс солей в скважинах призабойных зон приводит к снижению приемистости скважин, увеличению скважинных скинфакторов, а следовательно, к снижению нефтедобычи в эксплуатационной скважине.Главный источник солей - вода, которая добывается вместе с нефтепродуктами.Нефтепродукты называют солевыми растворами, поскольку в них больше минеральных веществ, чем в пресной воде. Однако вода имеет только ограниченную способность растворять минеральные соли.Эти соли остаются в растворенном состоянии, только если комплекс физических условий, воздействующих на раствор, остается неизменным. Факторы, в первую очередь, ответственные за отложение солей - температура воды, давление и концентрация солей. Изменение этих факторов приводит к повышению скорости осаждения солей из растворов, которое может быть предсказано на основе фундаментальных научных принципов. Если в воде растворены минералы определенного типа, а условия, воздействующие на раствор, изменяются, уменьшая растворимость этих веществ, образующиеся соединения выпадают в виде осадка. Твердые осадки могут рассредоточиться в виде взятых в воде частей или образуют плотные накипы на поверхностях, например стенках труб и скважины. Наиболее негативные последствия по солеотложению возникают в процессе добычи нефти электрическим центробежным насосом ЭЦН. Отложение солей на различных деталях ЭЦН нередко приводит к заклиниванию ЭЦН, поломке вала или пробою изоляции электрического кабеля.
Обычно с увеличением глубины скважина прочность сцепления солей с поверхностью трубопроводов и нефтеперерабатывающего оборудования увеличивается с глубины скважин. Серьезная опасность представляет солеотложение на рабочей части и поверхности погружного центробежного электронасоса.Образование плотной камнеобразной осадки толщиной 0.6-1 мм нарушение теплообмена, приводящий к заклинанию двигателя, поломку вала, выходу из строя насоса.Выбор оптимальных методов борьбы с солеотложениями в нефтедобывающей промышленности зависит от комплексного подхода к данной проблеме. Для её решения необходимо знать физико-химические процессы и причины, которые вызывают отложения солей в различных условиях. Также немаловажно умение спрогнозировать заранее выпадение солей, надежно контролировать и вовремя предотвращать возможное проявление осадков солей при эксплуатации скважин. Особое внимание должно уделяться и правильному подбору необходимых методов борьбы с солеотложением, которые позволяют добиться наибольшей эффективности в тех или иных промысловых условиях, не забывая про экономическую целесообразность.
-
Причины солеотложений
Исследование ионного состава солеотложения. Солевые осадки, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. По результатам ряда исследований солевых отложений Западно-Сибирских месторождений было установлено, что чаще всего встречаются кальциевые карбонаты. Реже кальциевые - магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит 20% и гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречается кремнезем, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси до 25%. В органической составляющей солевых осадков присутствуют асфальтены, смолы, сернистые соединения, тугоплавкие парафины и другие вещества. Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). Образование плотного камнеобразного осадка толщиной 0,6–1 мм нарушает теплообмен. Приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя. Анализ отложений с ЭЦН скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» позволяет определить содержание в осадке таких нефтяных компонентов как соединений железа, присутствие которых объясняется интенсивной коррозией рабочих колес ЭЦН под воздействием коррозионно-агрессивной среды, либо карбоната кальция и магния. Отложения с преобладанием карбонатных осадков отобраны со всех видов насосов с различной производительностью, добывающих продукцию пластов - АС4, АС5, АС6, БС4, БС10, БС18, ЮС1, ЮС2, ЮС3. Обводненность скважинной продукции изменялась в интервале 1–94%. Пластовые воды осложненных солеотложением скважин принадлежали к хлору - кальциевому и гидрокарбонатнонатриевому типам. Все это указывает на то, что выпадение карбонатных осадков при эксплуатации скважин месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» носит повсеместный характер, а его интенсивность связана с содержанием в пластовых водах ионов кальция и гидрокарбоната, наличием в пластовой нефти двуокиси углерода и изменением термобарических условий при подъеме скважинной продукции.2.Технология дозированной подачи ингибитораДля предотвращения солеотложения в промышленных масштабах в ОАО «Юганскнефтегаз» широко применяется технология дозированной подачи ингибитора в затрубное пространство скважин при помощи наземных дозирующих устройств (УДЭ).
Способ непрерывного дозирования применяется в основном для защиты «верхнего» нефтепромыслового и реже скважинного оборудования. Данный способ борьбы с солеотложением находит применения на нефтепромыслах при наличиях дозировочных насосов в коррозионном стойком исполнение, организаций работ по их обслуживанию. Методика практически всегда обеспечивает положительный результат при правильно подобранных дозировках ингибитора солеотложении. Расчет потребности в ингибиторах для реализаций технологий постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины предлагается проводить по следующей методике. Для осуществления непрерывное дозирования ингибитора на устье скважины устанавливают емкость, дозировочное устройство или насос и подключается по известным схемам к затрубному пространству. Схема подключения показана на рисунках 1 и 2. Количество ингибитора, дозируемого в скважину, рассчитывают по формуле (P, кг/сут): (2)где QВ - производительность скважины по воде, т/сут;P0 – оптимальная дозировка ингибитора для пластовой воды, г/т.В течение первых 10 дней ингибитор в скважину подается в режиме «ударной дозировки», которая в 5–10 превышает оптимальную дозировку.По истечению десятидневного срока подачи реагента в режиме «ударной дозировки» его расход снижается до уровня оптимальной дозировки.Дозировку неразбавленного ингибитора рекомендуется осуществлять в затрубное пространство с частичным перепусканием продукций скважины в затруб с целью обеспечения доставки ингибитора к приему насоса или башмаку лифта. Объем перепускания продукций скважины обусловлен технологическими параметрами ее работы. Рекомендуется перепускать до 10% добываемой продукций.При отсутствиях дозировочных насосов малой производительности готовиться 1–10% водный раствор ингибитора и закачивается существующими дозировочными насосами в затрубное пространство.
-
емкость для ингибитора; -
фильтр, всасывающий;