К первой группе можно отнести:

а) применение специально подобранных химических реагентов и рациональное их использование на всем этапе от скважины до установки подготовки нефти (УПН);

б) использование для подготовки нефти емкостного оборудования специальной конструкции;

в) технологии, направленные на предотвращение образования избыточного содержания сульфида железа как основного стабилизатора эмульсии.

Ко второй группе относят:

а) использование химических реагентов - деэмульгаторов с повышенным удельным расходом ;

б) увеличение температуры процессов деэмульсацин;

в) применение промывочной пресной или соленой воды;

г) обработку кислотами и щелочами.

3) Образование высоковязких эмульсий. Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокими вязкостью и стойкостью к разрушению. При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также наибольший рост энерго- и металлоемкости.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ. К ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т. д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии.

В зависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях их подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее 20 %), концентрированные (до 74 %) и высококонцентрированные (свыше 74%). Разбавленные эмульсии с мелкодисперсной структурой обладают высокой стойкостью к разрушению.

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения за определенный период времени, эффективную (в ряде случаев структурную) вязкость, средний поверхностно-объемный диаметр эмульгированных капель водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора.

---

Эмульгированию способствуют перемешивание пластовых флюидов в насосных установках и присутствие газовой фазы, осуществляющей массоперенос в жидкостях.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, образование эмульсий происходит наиболее интенсивно. Согласно формированию дисперсной структуры эмульсии в УЭЦН завершается на первых сорока ступенях насоса.
С повышением вязкости и плотности нефти вязкость эмульсий, образовавшихся в УЭЦН, возрастает, а их стойкость увеличивается.

При добыче нефти штанговыми насосами особенно сильное эмульгирование происходит в клапанных узлах насосов и резьбовых соединениях НКТ. Эмульсия начинает формироваться при движении жидкости через насос. В дальнейшем эмульгирование нефти протекает в НКТ за счет турбулизации потока при омывании встречных конструктивных элементов труб (например, муфт штанговых колонн).

Разрушение нефтяных эмульсий происходит при:

• 
  гравитационном холодном разделении (отстаивание);
  
• 
  фильтрации;
  
• 
  разделении в поле центробежных сил (центрифугирование);
  
• 
  электрическом воздействии;
  
• 
  термическом воздействии;
  
• 
  воздействии магнитного поля;
  
• 
  в процессе перекачивания (внутритрубная деэмульсация).
  

4. 
   Влияние мехпримесей на работу насосного оборудования.
   

Наличие мехпримесей в добываемой жидкости значительно снижают межремонтный период работы скважин и уменьшают коэффициент подачи и КПД насоса. В связи с этим эффективность борьбы с негативным влиянием мехпримесей на работу ЭЦН и засорением скважин и насосов поверхностным мусором имеет весьма актуальное значение для промысловиков. Основной причиной попадания мусора в скважи­ну с поверхности земли является низкая культура производства при производстве ремонтных и технологических работ. Например, щепки попадают в скважину из-за применения разлохмаченных деревянных прокладок путем прилипания щепок к НКТ и штангам. Источником засорения часто являются также старая краска, полиэтилен, резины и изоленты, фрагменты пластмассовых предметов и растительности.

4.1) Характер отказов насосного оборудования из-за засорения. Отказ насосного оборудования в результате засорения рабочих органов штанговых глубинных насосов происходит:

• 
  в результате попадания под клапан посторонних пред­метов и негерметичного закрытия клапана. Это чаще всего происходит с приемным клапаном, чуть реже - с нагнетательным;
  

---

• 
  в результате забивания внутреннего сечения плунжера посторонними предметами, АСПО и солями. При этом штан­говая колонна отстает от хода головки балансира СК при ходе вниз, возникают удары траверсы канатной подвески в начале хода вверх;
  
• 
  из-за попадания в зазор между плунжером и цилиндром насоса мехпримесей: окалины, песка, проппанта, цемента и др.;
  
• 
  из-за полного забивания фильтра насоса посторонними предметами, АСПО, солями, мехпримесями из пласта.
  

Отказ УЭЦН из-за засорения рабочих органов происходит гораздо чаще. Как правило, засоряются частично или полностью рабочие колеса и направляющие аппараты первых секций ЭЦН, из-за чего насос начинает работать с низкой про­изводительностью, с вибрацией, что приводит к полному выходу из строя УЭЦН. Это происходит из-за того, что приемная сетка ЭЦН имеет крупные отверстия размером 30x2,5 мм, через которые проходят предметы, застревающие в каналах колес.

ЭЦН часто засоряется и мехпримесями из пласта (проп-пант, сульфид железа, песок, минеральные соли и т.д.

4.2) Основные источники и пути засорения скважин и насосного оборудования поверхностным мусором и мехпримесями.

Основные пути попадания наземного мусора и грязи в скважину следующие.

• 
  При бурении и освоении новых скважин и боковых ство­лов;
  
• 
  При текущем и капитальном ремонте скважин;
  
• 
  При глушении, технологических промывках и заливках химреагентов.
  

Мусор попадает в автоцистерну при ремонте, при откачке амбаров, грязной жидкости с мест порывов трубопроводов, канализационных емкостей. После слива этой жидкости, если не производится тщательная промывка и чистка емкости автоцистерны, вместе с жидкостью глу­шения и промывки грязь и мусор попадают в скважину и, в дальнейшем, на фильтр и прием насоса.

5) Работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

В настоящее время подавляющее большинство эксплуата­ционных скважин бурят кустовым методом, что обуславли­вает проводку наклонно направленных скважин с вертикаль­ным и азимутальным углами
искривления. Искривленный профиль скважин в определенной степени оказывает отрица­тельное влияние на межремонтный период работы скважин.

Эксплуатация наклонно-штанговых скважин СШНУ (скважинная штанговая насосная установка) приводит к истиранию насосных штанг и труб с образованием щелей в трубах (а значит, к значительному снижению коэффициента подачи установки), а также к обрыву штанг. Несмотря на то, что интервал спуска насоса, как правило, находится на участке стабилизации или снижения угла наклона, общая кривизна по стволу скважины и особен­но темп изменения кривизны в интервале спуска насоса непо­средственно влияют на наработки насосного оборудования на отказ, снижают МРП скважин и могут приводить к авариям. Как правило, обрываются или отворачиваются шпильки в соединительных элементах насоса. Причиной тому служат по данным анализа следующие факторы:

---

- некачественное изготовление шпилек, а также монтаж их без пружинных шайб;

- изгиб установки при ее спуске, в результате чего появля­ется остаточная деформация шпилек;

- вибрация установки под действием относительно не­больших по величине изгибающих усилий.

Для устранения последнего фактора важное значение име­ет выбор интервала спуска насоса. Руководством по эксплуа­тации УЭЦН кривизна скважины в зоне работы установок лимитирована. Темп набора кривизны не должен превышать 3 минуты на 10 м глубины.

Одной из причин, снижающих МРП, является разрушение соединительных элементов УЭЦН при работе установки. Причем это явление наблюдается не только в искривленных и наклонно-направленных, но и в вертикальных скважинах.

Факторы, вызывающие полеты установок из-за обрыва шпилек можно систематизировать по направлениям, сгруппировать в следующем порядке:

- конструктивные особенности скважины; - конструктивные особенности УЭЦН; 1- свойства добываемых флюидов;- технологии ремонтных работ и спуско-подъемных опе­раций;- технологический режим откачки.

Основной метод борьбы с отрицательными явлениями – использование на колонне штанг так называемых центраторов. Известно большое
количество различных центраторов, которые в принципе делятся на две группы: центраторы скольжения и центраторы качения (роликовые центраторы). Центраторы изготавливаются как из металла, так и из пластических материалов. При установке центраторов на колонне штанг они одновременно выполняют и функцию скребков.

Коррозия скважинного оборудования.

Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов – повышением обводненности продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии.

Под коррозией понимается процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. При этом имеются в виду их разрушение и потеря эксплуатационных свойств в результате химического или физико- химического взаимодействия с окружающей средой. Основной ущерб, причиняемый коррозией, заключается в огромной стоимости изделий, разрушаемых коррозией, и стоимости проведения восстановительных операций. Еще больший ущерб могут составить косвенные потери: простои скважин, потери в добыче нефти и газа, нарушение в системе разработки месторождения. Наиболее часто говорят о коррозии металлов. Менее известны случаи коррозии полимеров. Скорость коррозии, как и всякой химической реакции, очень сильно зависит от температуры. По типу агрессивных сред, в которых протекает процесс разрушения, коррозию можно отнести к следующим типам:

---

• 
  газовая коррозия;
  
• 
  атмосферная коррозия;
  
• 
  коррозия в неэлектролитах;
  
• 
  коррозия в электролитах;
  
• 
  подземная коррозия;
  
• 
  биокоррозия;
  
• 
  коррозия блуждающим током.
  

По условиям протекания коррозионного процесса различаются следующие виды:

• 
  контактная коррозия;
  

• 
  щелевая коррозия;
  
• 
  коррозия при неполном погружении;
  
• 
  коррозия при полном погружении;
  
• 
  коррозия при переменном погружении;
  
• 
  коррозия при трении;
  
• 
  межкристаллитная коррозия;
  
• 
  коррозия под напряжением.
  

При контакте пластовых флюидов со скважинным оборудованием возможно проявление следующих видов коррозии:

• 
  общая (неравномерная) коррозия;
  
• 
  локальная (местная) коррозия.
  

Общая (неравномерная) коррозия – это процесс, протекающий на всей или на какой-либо части поверхности металла скоростью 0,1–0,5 мм/год. Результатом общей (неравномерной) коррозии является сплошное разрушение поверхности металла или какой-либо части его поверхности. Характерной особенностью локальной коррозииявляется высокая скорость растворения металла на отдельных участках, достигающая 1–10 мм/год. Результатом локальной (местной) коррозии является разрушение металла в глубину вплоть до появления сквозных отверстий, при этом соседние участки могут практически не затрагиваться коррозией.

Основными видами локальной (местной) коррозии скважинного оборудования являются:

• 
  питтинговая (язвенная) коррозия;
  
• 
  коррозия пятнами;
  
• 
  коррозия в виде бороздок (канавок);
  
• 
  коррозия в виде плато;
  
• 
  мейза-коррозия;
  
• 
  контактная коррозия;
  
• 
  подпленочная коррозия;
  
• 
  гальваническая коррозия.
  

Методы защиты от коррозии:

1. Химические:

• 
  применение химреагентов.
  

2. Физические:

• 
  применение коррозионно-стойких материалов;
  
• 
  применение защитных покрытий;
  

• 
  анодная защита.
  

3. Технологические:

• 
  ограничение водопритока в скважине;
  
• 
  предотвращение попадания кислорода;
  
• 
  снижение температуры жидкости;
  
• 
  исключение закачки в систему ППД воды, зараженной СВБ;
  
• 
  применение технологических растворов с низкой коррозионной активностью;
  
• 
  предупреждение смешивания коррозионной продукции с некоррозионной.
  

---

Смотрите также файлы

• В. Г. Распутин Живи помни и Это заглавие притягивает. Здесь таится какойто смысл. Кому и зачем предназначены эти слова Написана в 1974 году. Экранизация повести 2007 год. Режиссёр Александр Прошкин. Вот как автор вспоминает об истории создания повести.pptx

• 5. Бизнесплан разработки микропроцессорной системы автоматизация здания.rtf

• Понятие и значение Особенной части при квалификации П.docx

• Контрольная работа по дисциплине Основы философии Иррационализм в философии философия жизни, экзистенциализм.docx

• Роль малых нефтяных компаний в развитии экономики России.docx