Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"

Подземные воды терригенного девона Западно - Лениногорской площади по своему составу относятся к хлор - натриевому типу с высоким содержанием кальция, с незначительным количеством сульфатов и гидрокарбонатов. Общая минерализация воды от 252 до 280 г/м, в среднем 270 г/м. В ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 160 г/м3 и натрий 70,8 г/м3), плотность воды в среднем - 1,186 г/см3 , вязкость - 1,9 мПа·с.

В естественных, не нарушенных закачкой воды, условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. При закачке сульфатных вод, содержание сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях проектируется сероводород в количестве 26 - 96 мг/л.

Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0, 368 м3/т, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворённого в воде газа преобладает метан.

1.6 Режим залежи

Разбуривание Западно-Лениногорской площади началось в 1962 году согласно технологической схеме разработки 1959 года с западной части по сетке 800x650 м.

В следующие годы разбуривания и ввод площади производится по отдельным участкам с одновременным бурением оценочных скважин на введенных в разработку зонах.

Эксплуатируется Западно-Лениногорская площадь в упруговодонапорном режиме. Напор вод создается путём искусственного нагнетания воды в 95 нагнетательных скважин. Первоначальное пластовое давление 175 атм.; текущее - 170 атм.; компенсация отбора жидкости - 0,5 % . Зона дисперсии, образовавшаяся в начале в непосредственной близости к забою скважин, постепенно распространяется на всю площадь и за её пределы, вызывая упругое расширение всё новых масс жидкости - сначала нефти, а затем воды, вытесняющей замещающей нефти.

На 1 января 1999 года пробурено всего 450 скважин, из которых 392 по проекту эксплуатационных и 58 нагнетательные.

Эксплуатирующихся на нефть на 1 января 1999 года 383 скважин, в том числе 27 фонтанных; - 279 СКН и 77 ЭЦН.

Средний дебит скважины по жидкости - 6,3 т/сут, по нефти - 4,1 т/сут. В настоящее время остались не введенными в разработку низко продуктивные зоны.

1.7 Конструкция скважин

На Западно-Лениногорской площади скважины имеют следующую конструкцию:

Таблица 3

324               245             146(168)

30-40 м

200 - 400 м

- 1700 м

Рис. 1 Схема конструкции скважины:

1 - направление

2 - кондуктор

3 - экс. колонна

Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимостью перекрытия обваливающихся неустойчивых пород и подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривается, применение системы центраторов: наддолотный и надтурбобурный.

Бурение под кондуктор производится после спуска и цементажа направления с глубины - 0 до 300 м. Спуск 245 мм кондуктора на глубину 300 м вызван необходимостью укрепления неустойчивости пород. Подъём цемента за кондуктором до устья.

Спуск - 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья - 1800 м. Подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорное кольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20 скребков в интервалах возможного поступления воды к продуктивной части разреза.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»

Эксплуатационный фонд скважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основные данные по фонду скважин.

Таблица 4

Состояние эксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001г

Из таблицы видно, что количество скважин эксплуатируемых ШГН - 82,5 %. Установками ЭЦН эксплуатируется 13 % эксплуатируемого фонда. 99,9 % всей добычи нефти извлекается механизированным способом, в том числе ШГН - 72,92 %, УЭЦН - 26,96 %.

Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованным ШГН, составляет 2,36 т/сут, по УЭЦН - 5т/сут.

Средняя обводнённость продукции по скважинам, эксплуатируемым ШГН составляет 49,4 %, по УЭЦН-92,7 %.

Средняя глубина подвески штанговых насосов на девонских скважинах 1250 - 1450 м, на угленосных - 800 - 900 м.

2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании

Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 - 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 - 4 часа.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.

Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.

Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.

Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.

На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общем снижении теплового потока.

Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 410С, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 330С.

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.

В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.

В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 2000-2002 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4-49%, механических примесей до 15 %. Это свидетельствует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.

Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется.

2.3 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности

В НГДУ “ Лениногорскнефть” на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2 % осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепловые и физические методы борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 75 % фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.

Таблица 5

Применение методов борьбы с АСПО на скважинах, оборудованных УШГН

2.3.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

Применение скребков центраторов депарафинизаторов

При эксплуатации скважин ШГНУ основным способом борьбы с АСПО в НГДУ “Лениногорскнефть” является механический, т.е. использование штанг с наплавленными центраторами - депарафинизаторами производства НГДУ ”ЛН» (рис 2), наплавленными скребками - центраторами производства НГДУ «ИрН” (рис 3), плавающими скребками-центраторами завода “Радиоприбор”, использование стеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ. Фонд скважин, обеспеченный защитой такого типа, составляет 91,5 % от осложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудованных УШГН.

Использование штанг со скребками центраторами депарафинизаторами основан на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ (центраторами, создающими скорости выше критической при которой не происходит отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг). Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы (рис. 2) неподвижно наплавленного на тело штанги.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8