ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 129
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
- Механический метод. Скребки позволяют очистить внутреннюю поверхность НКТ фонтанных скважин и скважин, оборудованных УЭЦН, спускоподъемные операции выполняются с помощью лебедки и скребковой проволоки. На данном месторождении, для очистки от парафина насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм применяются скребки С-00.00 производства ЗАО «Технология» г. Воткинск, «Кыргач-5», «Кыргач-6» («ТатНИПИнефть»), лебедки Сулейманова для ЭЦН («Черногорнефть»), полуавтоматической установки ПАДУС-01 для ЭЦН («Прецезион»), (рис. 4.13, рис. 4.14). Безусловное достоинство скребков - качество очистки не зависит от состава загрязнений, температуры их плавления.
- Химический метод. В основе способа лежат методы предупреждения АСПО с использованием ингибиторов и методы удаления уже образовавшихся парафиновых отложений в виде дисперсной взвеси, транспортируемой потоком флюидов. В качестве ингибиторов парафиноотложения применяются отечественные и зарубежные реагенты, например, ИНПАР, СОНПАР, СНПХ-7843 и др., а также растворители - удалители АСПО: гексановая фракция, СНПХ-7 р-1, СНПХ-7850, стабильный газовый конденсат, нефрас и др. Могут быть использованы ингибиторы парафиноотложения, композиционные реагенты ИП-1, ИП-2, ИП-3, ДН-5, присадки комплексного действия - ингибитор-депрессор ИХН-1 и др.
- Метод электротеплового воздействия. Основан на использовании электрических греющих устройств, обеспечивающих расплавление АСПО и повышение температуры среды выше температуры конденсации АСПО или образования газогидратов. Перспективным представляется использование постоянно действующих саморегулируемых греющих кабелей ДНН Райхем фирмы Tyco Thermal Controls (США) и аналогов российского производства - системы с греющим кабелем «Тепломаг» (ОАО «Псковгеокабель»), опускаемых в НКТ до глубины начала выпадения АСПВ или газогидратов и обеспечивающих прогрев продукции скважин до заданной температуры (в пределах 30-90 оС. С учетом высокого энергопотребления (до 100кВт/скв.) таких систем их применение целесообразно при наличии автономного источника электроэнергии или наличии мощного источника внешнего энергоснабжения.
На данный момент метод электротеплового воздействия и химический метод на Северо-Останинском месторождении из-за высоких экономических затрат не применяются. Схема подачи химических реагентов на выкидные линии скважин с помощью дозировочных насосов типа НД (рис. 4.12), имеется, но не используется.
Борьба с отложением солей
Солеотложения представляют собой накопление твердых неорганических осадков в порах пласта, на стенках труб, в щелях хвостовика, скважинном и наземном оборудовании, что приводит к засорению скважины и снижению притока жидкости. Основной причиной выпадения осадка служит вода, добываемая вместе с нефтью. Выпадение вещества в осадок происходит тогда, когда концентрация этого вещества или иона превышает равновесную, а причиной может служить смешение вод различного состава, несовместимых друг с другом, перенасыщение в результате изменения термобарических условий в скважине или насосе, испарение воды и др.
Пластовые воды Северо-Останинского месторождения являются средненасыщенными солевыми растворами (диапазон значений по минерализации составляет 9,1 - 63,1 г/л, в среднем 36,1 г/л), относящимися к хлоридным натриевым водам хлоркальциевого типа. Выпадающие из них соли отлагаются в пласте, подземном оборудовании, трубопроводах. Отложение солей приводят к снижению МРП работы скважин и потере объемов добычи нефти.
Эффективность предупреждения солевых отложений зависит от:
правильного подбора ингибитора;
выбора технологии ингибирования;
точности выполнения технологии подачи ингибитора;
периодичности обработки скважин.
Выбор ингибитора производится на основе анализа химического состава образующих солевых осадков и технологических свойств реагента, таких как ингибирующая активность, агрегатное состояние, совместимость с пластовой водой, коррозионная агрессивность, термическая стабильность, отсутствие влияние на подготовку нефти.
ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует использовать ингибиторы карбонатных отложений отечественного производства - ОЭДФ, СНПХ-5301, ПАФ-13А, Дифонат, НТФ и ингибиторы зарубежных фирм - SP-181, SP-203, Деквест 2042, Visko-953R, корексит 7642.
На Северо-Останинском месторождении также предусмотрена схема подачи ингибитора на выкидные линии скважин с помощью дозировочных насосов типа НД (рис. 4.12), но на данный момент не используется.
Борьба с коррозией в подземном и наземном оборудовании
Коррозия оборудования и сооружений в нефтегазовой промышленности является одной из основных причин снижения их работоспособности, вызывает огромные экономические потери и экологический ущерб. Это связано с большой металлоемкостью оборудования и сооружений, наличием высоко агрессивных сред, из-за гетерогенности добываемой продукции, и содержанием в ней кислых газов H
2S, СО2. Поэтому надежное прогнозирование работоспособности промыслового оборудования и разработка эффективных способов защиты от коррозии должны использоваться на системном анализе условий и кинетики коррозионных процессов.
При значительном обводнении добываемой продукции (свыше 70%) наблюдается тенденция роста содержания H2S. Значительное повреждение могут быть обусловлены процессами микробиологического характера. Биоценоз развивается, в основном, в призабойной зоне нагнетательных скважин, затем продвигается по продуктивным пластам к добывающим скважинам, приводя к выносам на поверхность, с потоком высоко обводненной продукции, сероводорода и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Как следствие, присутствие СВБ и биогенного сероводорода проявляется выходами из строя внутрискважинного оборудования, порывами на выкидных линиях, промысловых коллекторах, в системах нефтесбора и поддержания пластового давления.
ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует следующие мероприятия по борьбе с коррозией:
1) Использование НКТ повышенной группы прочности - Е и Р.
2) Обработка внутренних покрытий труб НКТ эпоксидной краской, а также фенольные, эпоксиднофенольные, новолачные, нейлоновые, уретановые и полиэтиленовые покрытия.
При применении электропогружных установок на Северо-Останинском месторождении, также рекомендуют наносить полимерное покрытие на элементы оборудования:
антиржавчина + полимерное покрытие - «Битурэл» и «Битурэл-Супер» и полимер-битумная мастика;
полиуретановое покрытие «Цинотан + Ферротан» и цинконаполненная грунтовка на основе уретанового связующего;
композиция на основе уретанового связующего, содержащего «железную слюдку»;
применении технологии нитроцементирования наружной поверхности узлов ПЭД;
использование биметаллической конструкции, с оболочкой из коррозионностойкой стали;
изготовление опытной партии заготовок корпусов из коррозионно-стойкой стали.
3) Глушение скважин производить солевым раствором NaCl, KCl и K2SO3 (поташ) и другими жидкостями в соответствии с технологическими регламентами.
4) Применение ингибиторов коррозии с помощью дозировочных устройств.
) Применение активной электрохимической защиты, которая подразделяется: протекторная и, собственно, катодная защита с помощью станции катодной защиты (СКЗ).
Протекторная защита заключается в использовании в качестве жертвенного анода металла, имеющего более высокую электроотрицательность относительно защищаемого сооружения. В качестве протектора используется сплав алюминия с добавлением (порядка 10%) цинка (для устранения пассивации), ну и, в идеале, небольшим содержанием индия (для активации) и галия (стабилизация). Следует ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений, где она, без сомнений, положительно зарекомендовала себя в достаточно продолжительном временном интервале. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты.
Из выше перечисленных рекомендаций на Северо-Останинском месторождении используют НКТ с внутренней обработкой эпоксидной краской, предусмотрена схема дозировочной подачи при помощи насосов дозаторов типа НД, хим. реагентов на выкидные линии скважин, и в нефтесборный коллектор. Нефтесборный коллектор оснащен электрохимической защитой (ЭХЗ) протекторной. Глушение скважин производится солевым раствором NaCl, KCl без K2SO3 (поташ).
Борьба с механическими примесями
Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при фонтанной эксплуатации и механизированным способом за счет уменьшения МРП насосов. Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения), либо результатом обратного выноса пропана после ГРП. Допустимые концентрации механических примесей при эксплуатации фонтанным и механизированным способом не должны превышать 0,3 г/л. С учетом вовлечения в разработку новых участков месторождений, сложности строения и неоднородности пластов, а также планируемых ГТМ следует предусмотреть защиту от этого типа осложнений.
ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует следующие мероприятия по борьбе с механическими примесями:
подбор оптимальных значений депрессии на пласт, позволяющих достичь максимального дебита без разрушения рыхлых пропластков с выносом дисперсной породы;
при производстве сложных ремонтов, ГРП, кислотных обработок, а также при выводе скважин из длительного бездействия, предусмотреть качественную подготовку и промывку скважин перед спуском УЭЦН, например, с использованием комплекта гибких НКТ - койлтюбинг. Для уменьшения объема перевозок и расходов рекомендуется применение гидроциклонной очистки промывочной жидкости. Разработанная конструкция на основе ило-пескоотделителя ИГ-45М с промывочным агрегатом ПА-80 обеспечивает замкнутый цикл циркуляции, прямой или обратной промывки, очистку от механических примесей диаметром более 0,01 мм на 95%;
применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей в процессе их приготовления. Блок очистки жидкости БОЖ-1 (изготовитель ОАО «Нефтемаш», г. Тюмень) используется на растворных узлах, его производительность 50 м3/час, КВЧ после фильтрации не более 20 мг/л. Есть и другие аналоги.
очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка, солей механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй), дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ.
применение УЭЦН в коррозионно-износостойком исполнении путем использования более стойких сталей и сплавов (типа «Нирезист»), упрочнения и создания защитной пленки на поверхности обычных стальных труб плазменным, электрохимическим или др. способами.
применение при необходимости (по итогам анализов добываемых флюидов) индивидуальных механических фильтров для УЭЦН (проволочных и сетчатых). Для УЭЦН рекомендуется применение механических фильтров, устанавливаемых через пакер на забое, либо на приеме насоса (фильтры Meshrite Screen, REDA Schlumberger, апробированные на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз»; фильтры типа ЖНШ, производства ОАО Новомет-Пермь, апробированные на месторождениях ОАО «Газпромнефть» в Ноябрьске). Этот вопрос следует решать по итогам первого года эксплуатации скважин. установка в интервале перфорации гравийных забойных фильтров - при интенсивном выносе проппанта или пластового песка (КВЧ более 500 мг/л) в течение длительного срока (более 6 месяцев после ГТМ), либо при быстрой кольматации проволочных и сетчатых механических фильтров (менее 1-2 мес.); комплекс подземного оборудования ОАО «Тяжпрессмаш» (Рязань) для сооружения гравийного фильтра включает пакеры, проволочный или щелевой фильтр, устройства для намыва гравия прямой или обратной циркуляцией и последующих промывок фильтра. Известны также комплексные технологии предотвращения выноса песка типа FracPac (Halliburton Energy Services), сочетающие локальные ГРП пласта с гравийными забойными фильтрами, обеспечивающими длительную эксплуатацию скважин без существенного снижения дебита.
применение кожуха для насосной эксплуатации скважин ниже интервала перфорации обсадной колонны.
Для эксплуатации скважин ниже интервала перфорации обсадной колонны двигатели серийных насосов габаритов 5 и 5А комплектуются кожухом, включающим: входной модуль специальной конструкции, центратор и переводник под «хвостовик» из труб диаметром 60 или 73 мм по ГОСТ 633-80.