Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин

6. Борьба с осложнениями при работе скважин

К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.

Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.

В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинирование поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.

Борьба с отложениями парафина введется следующими способами:

Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.

Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).

Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти – агрегат депарафинизации передвижной АДН.

Химический – впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку – ингибитор ХТ-48.

Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).

Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),

Физический – применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).

Борьба с отложениями солей

Отложения солей в значительных количествах на стенках наземного и подземного оборудования наблюдается в большинстве случаев в процессе разработки месторождений при внутриконтурном заводнении с использованием пресных вод. Причины отложения солей: изменение термодинамических условий при поступлении растворов из пластов в скважины и химическая несовместимость вод, поступающих из разных горизонтов.

Применяются химические методы, которые основаны на преобразовании осадков с помощью реагентов с последующим удалением продуктов реакции соляной кислоты с водой.

Борьба с песком

Песок разъедает трубы и арматуру, частично оседает на забое, образуя песчаные пробки. Наличие песка в продукции скважин приводит к заклиниванию установок ШГН и ЭЦН, приводит к преждевременному износу оборудования.

Способы борьбы с выносом песка:

Оборудования скважин специальными фильтрами (гравийными, керамическими, щелевыми, проволочными).

Закрепление породы в ПЗ путем введения в нее с поверхности цементирующих веществ (песчано — цементирующих смесей, органических смол, полимеров и т.д.)

Уменьшение выноса песка – снижение дебита скважины.

Ликвидация песчаных пробок при подземном ремонте: с помощью желонки специальной конструкции, специальных пик для разрыхления гидробуров; путем промывок скважин или продувки их сжатым воздухом и т.д.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Источник

Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА им. М.С.Гуцериева

Контрольная работа по дисциплине:

«Осложненные условия разработки и эксплуатации нефтяных месторождений»

Выполнил: Афзалов А.Б.

Группы: З-ВтН-210301-53(к)

Проверил: Борхович С.Ю.

Содержание

Введение……………………………………………………………………….	3
1. Гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП…….	4
2. Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин……………………………………………………………………….	6
3. Механические, тепловые и химические методы предотвращения и очистки скважин и оборудования от АСПО………………………………..	7
4. Методы прогнозирования отложений неорганических солей в нефтяных скважинах………………………………………………………….	9
5. Борьба с образовавшимися отложениями солей, способы удаления, использование химреагентов для разрушения солевых осадков…………..	11
Заключение…………………………………………………………………….	14
Список использованной литературы……………………………………….	15

Введение

Нефтедобывающие предприятия разрабатывают и осуществляют комплекс организационных и технических мероприятий по борьбе с осложняющими факторами. Эти мероприятия выполняются по двум направлениям:

1. Предупреждение и периодическое устранение (ликвидация) осложняющих факторов.

2. Адаптация промыслового, скважинного оборудования и технологии к работе в условиях воздействия осложняющих факторов.

Цель работы заключается в закреплении теоретических знаний и умений по дисциплине.

Для выполнения поставленной цели необходимо решить задачи:

— определить гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП;

— охарактеризовать особенности борьбы с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

— рассмотреть механические, тепловые и химические методы предотвращения и очистки скважин и оборудования от АСПО;

— описать методы прогнозирования отложений неорганических солей в нефтяных скважинах;

— выявить особенности борьбы с образовавшимися отложениями солей, способы удаления, использование химреагентов для разрушения солевых осадков.

Гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП

Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смол, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть обусловлена естественными факторами и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации. Если низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то, прежде всего, необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.

Состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации.

Методика оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает в себя следующие этапы [4]:

1) вызов притока из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до стабилизации значений дебита по жидкости во времени, т.е. Q = f(t);

2) проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;

3) длительное извлечение нефти из пласта (5-30сут) с регулярным отбором проб нефти (5-24 раза в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1 – 3 суток, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная – в течение 10 – 40 суток;

4) гидродинамические исследования для оценки состояния ПЗП, а также анализ и использование результатов ранее выполненных испытаний скважин с целью определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Результаты расчетов покажут, какому состоянию соответствует ПЗП – промежуточной или полной самопроизвольной очистке;

5) выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть:

— интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др.;

— проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу;

— проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;

6) освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.

Для количественной оценки ухудшения свойств ПЗП используют понятие «скин-фактор» и определяют фактический радиус загрязненной зоны пласта. Скин-фактор (S) представляет собой часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с ухудшенными свойствами пласта. Определение скин-фактора (его знака и значения) позволяет решить практические задачи:

— оценить состояние ПЗП скважины в любой момент ее эксплуатации;

— ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;

— планировать ГТМ, направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);

— судить об эффективности ГТМ по значениям скин-фактора, определенным до и после проведения ГТМ.

Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.

Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.

В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинивание поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.

Борьба с отложениями парафина введется следующими способами [2]:

1) Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.

2) Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).

3) Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти – агрегат депарафинизации передвижной АДН.

4) Химический – впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку – ингибитор ХТ-48.

5) Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).

6) Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),

7) Физический – применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).

Дата добавления: 2019-11-16 ; просмотров: 2498 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Виды осложнений при эксплуатации скважин и методы борьбы с ними

Вы будете перенаправлены на Автор24

Причины и виды осложнений при эксплуатации скважин

Скважина – это горная выработка круглого сечения, которая пробуривается с поверхности земли или из подземной выработки (шахты) без какого-либо доступа к ее забойной зоне человека.

В процессе эксплуатации скважин возникает ряд осложнений, по причине длительной ее работы. Использование скважин производится в разнообразных климатических и других условиях, что становится причиной осложнений в их работе. Оптимальная работа скважин, согласно технологическому режиму, может быть нарушена по следующим причинам:

1. Преждевременного обводнения добываемого полезного ископаемого.
2. Отказа в работе наземного или подземного скважинного оборудования.
3. Износа используемого скважинного оборудования (насосы, обсадные колонны, трубы и т.п.)
4. Образования отложений в виде песка, продуктов коррозии, механических примесей, парафина и солей.

Нефтяной парафин – это смесь твердых углеводородов, которые отличаются друг от друга своими свойствами.

Много вреда в процессе работы скважин вызывается образованием нефтяного парафина. При добыче нефти его образование неизбежно, из-за температуры извлечения нефти на поверхность, которая всегда снижается по отношению к установленной, что способствует ее затвердеванию. Основным местом отложения парафина являются подъемные трубы.

Также эксплуатацию скважин осложняет отложение различных солей, которое происходит в основном в трубопроводах, пласте и скважине. Причиной таких осложнений является химическая несовместимость вод, которые поступают в скважину из различных горизонтов.

Повышение температуры жидкости в установках электроцентробежных насосов становится причиной отложения карбоната кальция. Основными компонентами являются магний, карбонат кальция и гипс. При эксплуатации скважин, которые оборудованы погружными центробежными электронасосами характерны осложнения в их работе, которые могут быть вызваны вибрацией подземного оборудования (из-за связи электродвигателя насоса с подъемными трубами). Еще одной причиной осложнения в процессе эксплуатации скважин вероятность прихвата поземного оборудования после глушения их специальными растворами.

Готовые работы на аналогичную тему

Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин

Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями:

1. Тепловые методы, которые основаны на способности парафина плавиться при воздействии и тепла и выноситься из скважины пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей (пар или горячая жидкость), электронагрев (суть способа заключается в установке в скважине источника тепла), использование передвижной установки на шасси автомобиля.
2. Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства.
3. Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов.
4. Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти.
5. Использование специальных покрытий для труб, которые в основном состоят из материалов с диэлектрической проницаемостью от 5 до 8 единиц.

Методы борьбы с осложнениями, которые могут быть вызваны отложением солей могут быть химические или безреагентные. К химическим методам относятся ввод в пласт или скважину ингибиторов, реагентов или высокоминерализированной воды, а к безреагентными относятся: применение защитных покрытий, изменения конструкций труб, воздействие на раствор магнитными полями.

Одной из причин осложнения работы скважин также является обводнение добываемой нефти, которое способствует образованию в ее стволе высоковязких эмульсий. Основным методом борьбы с данным видом осложнения является ввод реагента-деэмульгатора на прием насоса, который доставляется сюда при помощи дозирующих насосов через межтрубное пространство.

Наиболее широко применяемым методом борьбы с осложнениями, вызванными в результате отложения механических примесей, является предварительная очистка промышленных вод от них. В этом случае очистка воды может осуществляться несколькими способами: отстаивание, фильтрование, циклонирование. Но данные способы не всегда могут обеспечить требуемый результат. Поэтому в настоящее время разработаны и уже применяются на производствах оборудование, которое может очищать промышленную воду эффективнее. Обычно данное оборудование включает в свой состав гидроциклоны, фильтры тонкой очистки и коалесцирующие фильтры. Но такое оборудование требует значительных капитальных вложений, а иногда и изменение установившегося режима работы месторождения, поэтому принятие решения о его применение должно рассматриваться с экономической точки зрения.

Источник