ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 112
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
a) преждевременный отказ узлов ШСНУ за счет:
1) абразивный износ пары плунжер-цилиндр;
2) износ и разрушение клапанных узлов;
3) поломка или скос полированного стержня;
4) отказ насоса от посадочной части;
5) заклинивание плунжера.
б) Неполнота заполнения ШСНУ, поступающего из ствола жидкости в результате:
1) вредное воздействие газа;
2) высокое сопротивление жидкости во впускном клапане;
3) уменьшение сечения клапана за счет песчаных отложений, механических примесей и парафина;
4) утечка жидкости во впускном клапане.
c) Уменьшение расхода текучей среды в стволе скважины за счет:
1) ухудшение пластовых свойств зоны забойной зоны;
2) образование пробки на дне колодца или в трубах.
d) Потеря хода плунжера при упругих деформациях колонны стержней и труб из-за:
1) неправильный выбор размеров оборудования;
2) появление значительных усилий;
3) трение в узлах цилиндро-плунжера, шланг-трубе, а также между поверхностью стержневой колонны и перекачиваемой жидкостью.
Одной из наиболее распространенных причин отказа оборудования скважины, используемого насосным методом, является образование значительных отложений парафина на поверхности оборудования, находящегося в контакте с транспортируемой продукцией скважины. Парафиновые отложения формируются на внутренней поверхности трубки, поверхности насосных стержней, в проточных каналах запорных клапанов устья скважины, что приводит к значительному сужению поперечных сечений, увеличению гидравлического сопротивления или полному прекращение производства скважины из-за образования пробок.
Согласно существующим концепциям, образование парафиновых месторождений происходит за счет образования и роста кристаллов парафина непосредственно на поверхности, находящейся в контакте с образованием скважины, или в результате адгезии к поверхности частиц твердой фазы парафином, образованным в потоке транспортируемой продукции скважины.
Интенсивность образования отложений на поверхности скважинного оборудования в значительной степени зависит от доли воды в нефти, механических примесей, характеристик гидродинамического потока.
На гидрофильных поверхностях вода образует сплошной слой, а нефть - в виде капелек. В этих условиях, с увеличением содержания воды в резервуаре в масле, парафинизация оборудования уменьшается.
Обратное изображение наблюдается на гидрофобных поверхностях - присутствие воды в нефти вызывает интенсивное осаждение парафина. Механические примеси участвуют в образовании парафиновых агрегатов в объеме транспортируемого производства скважины, которые затем прилипают к поверхностям оборудования и прилипают к образованию сплошного слоя.
Процесс накопления отложений на поверхностях оборудования чередуется с их частичными или полными нарушениями, в зависимости от адгезии отложений к поверхности и гидродинамических характеристик потока, контактирующего с поверхностью.
Методы борьбы с АСПО делятся на два класса: методы профилактики и методы удаления.
В настоящее время предлагаются и применяются следующие методы предотвращения парафиновых отложений: механические, термические, химические, физические.
Механические методы основаны на использовании труб с различными покрытиями. Материалом футеровки является стекло, эмаль, стеклянная эмаль, эпоксидная смола, а в последние годы предлагается использовать стекловолокнистые трубы для предотвращения АСПО. Прокладка труб помогает предотвратить осадки из-за ослабления адгезии кристаллов парафина и создания более гладкой поверхности. В НГДУ «Азнакаевскнефть» широко использовались эпоксидные и остеклованные трубы труб. При длительном сроке службы около 9 месяцев из-за хрупкости эпоксидного покрытия в результате механических воздействий во время транспортировки, проведения ПРС и эксплуатации покрытие теряет целостность и, следовательно, защиту от АСПО. С 1996 года НГДУ отказалось от этого освещения. Кроме того, разрушающийся материал забивает ГНО и ствол скважины, поэтому в 1994 году в НГДУ было проведено более 500 подземных работ из-за засорения НГДУ с эпоксидной смолой. В течение примерно четырех лет НГДУ очищает внутреннюю поверхность трубки от эпоксидного покрытия.
Стекло более устойчивое покрытие, поэтому с начала 1999 года в НГДУ используются остеклованные подвески НКТ. Также с 1998 года были протестированы испытания труб с покрытием DPS, БМЗ.
Термические методы основаны на поддержании температуры потока нефти выше температуры насыщения его парафина. Эти методы включают в себя такие, как теплоизолированные трубы, кабельные обогреватели и скважинные нагреватели. Этот метод предотвращения в НГДУ «Азнакаевскнефть» не применяется.
Физические методы предотвращения осаждения парафинов включают магнитную, электромагнитную, акустическую и установку на колонну подъема сопла Лаваля. Применение магнитных и электромагнитных методов основано на предположении, что магнитогидродинамические явления возникают в неоднородном магнитном и электрическом поле из-за различий и магнитной восприимчивости. Эти явления увеличивают вероятность образования дополнительных центров кристаллизации. Это способствует открытию эмбрионов кристаллов парафина в объеме нефти и восстанию вместе с ним в потоке на поверхность.
Акустические колебания могут влиять на процесс образования эмбрионов кристаллов парафина. На практике были протестированы два типа источников акустических колебаний:
- магнитострикционные излучатели, возбуждаемые импульсным ультразвуковым генератором с частотой 22 кГц;
- гидродинамическая, преобразующая энергию жидкость течет в акустические колебания.
Эти методы воздействия оказались безуспешными из-за локального характера эффектов акустических колебаний и низкой надежности излучателей.
Установка приводит к резкому падению давления и температуры дроссельной газожидкостной смеси. Это идентифицирует зародышеобразование в объеме масла и облегчает удаление суспензии мелкодисперсного кристаллического парафина потоком газ-жидкость.
Химические методы включают ингибиторы парафинов. По механизму действия выделяются смачивающие агенты, депрессанты и модификаторы.
Механизм действия увлажняющих агентов заключается в создании на твердой поверхности гидрофильной защитной пленки. Наличие такой пленки предотвращает образование кристаллов парафина. Механизм действия модификаторов основан на взаимодействии их молекул с парафиновыми молекулами. Это предотвращает рост кристаллов. Механизм действия депрессоров состоит в том, чтобы окупить кристаллы парафина. Адсорбция молекул депрессоров затрудняет дальнейший рост кристаллов парафина. Широкое распространение в НГДУ обнаружили то, что ингибиторы смачиваются. Но по причине высокой стоимости и неадекватной подготовки труб, с 1995 года их использование прекратилось.
Методы удаления классифицируются следующим образом: механические, термические, химические, комбинированные, нетрадиционные.
Для механического удаления используются скребки различной конструкции. С помощью скребков отложения отрываются от поверхности труб. Имеются скребки спиральные, пластинчатые, а также скребки на стальной проволоке и бурильщиках.
Термические методы включают промывку колонны подъема нагретым маслом или горячей водой. Подогретое масло или вода производится с помощью АДП и ППУ. Промывка может осуществляться прямой или обратной циркуляцией.
На практике для удаления отложений часто используются растворители, такие как нефтяной дистиллят. Эффективность растворителей зависит от состава отложений, т. Е. Содержания смол и асфальтенов. В этом отношении композиция растворителей включает ароматические углеводороды, такие как 4,4-диметил-1,3-диоксан, пиролизная смола.
Комбинированные методы можно отметить термохимическими. Удаление отложений производится горячим растворителем, таким как нефтяной дистиллят с различными добавками. А также использование для этой цели «оболочек» с щелочным металлом, например натрия. Химическая реакция происходит в соответствии с известной формулой с выделением большого количества тепла.
Нетрадиционные методы включают ультразвуковые, вибрационные и бактерицидные. С использованием этих методов возможно местное разрушающее воздействие на осаждение парафина, что облегчает их диспергирование и удаление потоком жидкости из скважины. Но это мало влияет на интерклидный период. А также эти методы имеют ряд негативных последствий, вызванных ускоренным износом, нарушением целостности и герметичности оборудования.
В качестве механического метода удаления АСПО в НГДУ «Азнакаевскнефть» используют стержни со скреперами-централизаторами. Запасы скважин, обеспечиваемых этим типом защиты, составляют 84,9% скважин, оборудованных ШГН, осложненных формированием АСПО.
У 0,7% скважин, оснащенных стрелами со скреперами-централизаторами, проводятся дополнительные одноразовые обработки (на 994 скважинах, оборудованных стрелами с скреперами-центраторами, проведено 9 промывок).
Это позволило значительно сократить количество ремонтов, связанных с запарафиниванием ГНО. Несмотря на это, проблема формирования АСПО в скважинной технике остается, прежде всего, в недостаточно защищенном фонде, что требует грамотного подхода к ее решению технологическими службами.
По результатам анализа, проведенного специалистами Инженерного центра ПАО «Татнефть», было выявлено, что основными причинами ремонта из-за обрушения труб в фонде с помощью УШГН, оснащенного стрелами со скребками -централизаторами, являются:
1. Отложения АСПВ в интервалах колонны насосно-компрессорных труб, не защищенных барами с помощью скребков-централизаторов, на глубине 900 метров и более. Исходя из результатов исследования причин ПРС во многих скважинах, было обнаружено присутствие АСПО в интервале ниже 900 м, что указывает на сдвиг нижней границы осадконакопления.
2. Отказ от использования металлических и «плавающих» скребков. Для сравнения, удельный объем ПРС из-за настройки насосно-компрессорных труб на этом складе скважин в 3-5 раз ниже, чем у фонда, оборудованного барами со скребками сварного центратора.
3. Использование скребков-централизаторов уменьшенного диаметра. Селективное измерение диаметров, используемых сварными скребками - центр центра, то есть в разных НГДУ от 52 до 58 мм. Это связано как с их износом, так и с использованием различных типов оборудования для их всплытия. Наиболее оптимальным, по результатам их практического применения, является диаметр 56-57 мм.
4. Эксплуатация скважин с длиной хода полированного стержня, недостаточной для эффективного удаления АСПО. В НГДУ используются стрелы различной длины (от 7,6 до 9,1 м). Исходя из этого, на одном баре может быть шесть или семь скребков центратора, а расстояние между ними составляет в среднем 1,35 м. Если длина хода полированного штока составляет 1,5 м или менее, использование стержней с увеличенным расстоянием между скребками-централизаторами не всегда обеспечивает полное удаление АСПО в нижнем интервале гибких труб (рядом с насосом). Это связано с расширением стержней (в среднем 20-30 см).
5. Недостаточно эффективный контроль над исправностью и работоспособностью стержней.
6. Длительные простые колодцы по разным причинам, включая ожидание КРС. Возможно ошибочно определить причину ОРС, связанную с настройкой насосно-компрессорных труб, в основном связанную с «расхождением» стержневой колонны во время ее подъема. При изучении этого вопроса было обнаружено, что значительное количество «несоответствий» связано с удалением подключаемых насосов размером 150-RHAM (H-38) и 175-RHAM (H-44), а также как трубные насосы с диаметром плунжера 57 мм и более. Это связано как с недостаточной степенью очистки насосно-компрессорной трубы, так и с увеличенным диаметром плунжера или цанги верхней защелки, которая составляет 60 мм. Во время ПРС слой НКТ «отрывается» насосом от стенок насосно-компрессорных труб, образуется пробка и происходит «затягивание» инструмента. Эти осложнения берутся за основную (видимую) причину ремонта, которая зашифровывается как «осаждение АСПО в трубке» или «трубная НКТ».
6 Текущий и капитальный ремонт скважин
Под текущим ремонтом скважины понимается комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление его производительности и ограничен воздействием на зону забойного пласта и оборудование