Осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных УШГН

 

При эксплуатации скважин возможны осложнение работы глубинного оборудования, которые ведут к снижению подачи насоса и, при не устра­нении осложнения, к срыву подачи и выводу из строя насоса.

На Самотлорском месторождении встречаются следующие виды ос­ложнения:

Отложение парафина.

Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине 900-300м, до максимума на глубине 200-50м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению де­бита.

Отложения солей.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокраще­нию межремонтных периодов работы скважин; в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Влияние газа на работу насоса.

Нормальная работа глубинного насоса осложняется, если из пласта в скважину вместе с нефтью поступает газ (в свободном или растворенном состоянии). Это приводит к снижению дебита вплоть до срыва подачи на­соса.

Вынос механических примесей.

Вынос песка из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при опреде­ленной скорости фильтрации (или перепаде давления). Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу породы, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного обо­рудования.

Искривление скважины.

Основным осложнением, встречающимся при эксплуатации глубин­нонасосным способом наклонных и искривленных скважин, является не­равномерный износ опор насоса и двигателя, низкий МРП, низкий коэф­фициент эксплуатации для УШГН.

Агрессивная среда.

Эксплуатация насосов в этих скважинах приводит к полному разру­шению рабочих органов, образованию сквозных отверстий в корпусе на­соса. Эта коррозия связанна с присутствием сероводорода в добывающей жидкости. Средняя наработка по скважинам с сероводородом составляет 150сут.

Выводы:

Сочетание целой группы негативных факторов, как неудовлетвори­тельное состояние отборов жидкости, бездействие пробуренного фонда (по добывающим скважинам - 41%, по нагнетательным скважинам - 63%), привели к разбалансировке проектной системы разработки.

В связи с этим необходимо принять комплекс мер, направленных на стабилизацию добычи нефти, таких как, увеличение темпов отбора. Необ­ходимо снизить простаивающий фонд скважин и провести оптимизацию насосного фонда скважин.

2.4 Причины и условия образования АСПО

 

Известны две стадии образования и роста АСПО.

Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью по­верхности.

На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином по­верхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

· снижение давления на забое скважины и связанное с этим наруше­ние гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

· интенсивное газовыделение;

· уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

· изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдель­ных ее компонентов;

· состав углеводородов в каждой фазе смеси;

· соотношение объема фаз;

· состояние поверхности труб.

Влияние давления на забое и в стволе скважины.

В случае, когда забой­ное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличи­вается объем газо­вой фазы, а жидкая фаза становится нестабиль­ной. Это приводит к выделе­нию из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпа­дение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса мо­жет быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может при­вести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуа­тационной колонны.

Образование АСПО при обводнённости.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, де­биты которых меньше 20 т/сут., причем преобладают дебиты до 5 т/сут по жидкости. Кри­тическим дебитом, когда АСПО в скважине незначительно, является дебит свыше 35 т/сут.

АСПО образуются во многих скважинах с низкой обводненностью нефти, доля которых от общего количества скважин составляет 32 %. Вто­рое место по частоте образования АСПО занимают скважины, имеющие обводненность от 50 до 90 %. Характерной особенностью формирования АСПО в таких скважинах является их образование не только в НКТ, но и в насосном оборудовании (более 50 % ремонтов).

Влияние температуры в пласте и в стволе скважины.

Нефть является сложной по химическому составу смесью компонен­тов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут нахо­диться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина.

Характер распределения температуры по стволу скважины сущест­венно влияет на парафинообразование и зависит от:

- интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента тем­ператур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности коль­цевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;

- расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного рабо­той газа по подъему жидкости.

Влияние газовыделения.

Лабораторные исследования показали, что на интенсивность образова­ния парафиноотложений оказывает влияние про­цесс выделения и поведения газовых пузырьков в потоке смеси. Из­вестно, что газовые пу­зырьки обладают способностью флотировать взвешен­ные частицы пара­фина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина со­прикасаются со стенкой и откладываются на ней. В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем ме­нее газонасыщен этот слой, тем большую плот­ность он имеет. Поэтому бо­лее плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.

Влияние скорости движения газожидкостной смеси.

Интенсивность об­разования АСПО во многом зависит от скорости тече­ния жидкости. При ламинарном характере течения, то есть низких скоро­стях потока, формиро­вание АСПО происходит достаточно медленно. С ростом скорости (при тур­булизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкост­ной смеси ведет к умень­шению интенсивности отложения АСПО: большая ско­рость движения смеси позволяет удерживать кри­сталлы парафина во взве­шенном состоя­нии и выносить их из скважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отло­жений в интервале 0-50 м от устья скважины. При боль­ших скоростях дви­жения поток смеси охлаждается мед­леннее, чем при ма­лых, что также замед­ляет процесс образования АСПО.

Влияние шероховатости стенок труб.

Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микро­неровности являются очагами вих­реобразования, разрыва слоя, замед­лителями скорости движения жидко­сти у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кри­сталлизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения ме­жду выступами и впадинами поверхно­сти. В случае, когда значение шерохо­ватости поверхности труб соизмеримо с размером кристаллов пара­фина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен.

Влияние электризации.

Процесс образования АСПО носит адсорбцион­ный характер. Адсорбци­онные процессы сопровождаются воз­никновением двойного элек­трического слоя на поверхности контакта пара­фина с газонефтяным потоком. При механическом нарушении равновес­ного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафина появ­ляются некомпенсиро­ванные заряды статического электричества, то есть происходит электриза­ция, как поверхности трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу.

2.5 Механизм образования АСПО в условиях Самотлорского ме­сторождения

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

АСПО в условиях высокой обводненности скважин образуются в соот­ветствии со следующей теоретической моделью.

1. Единственным источником формирования кристаллов парафина яв­ляются молекулы парафина, растворенные в нефти и выстраивающие кри­сталлическую решетку твердой фазы.

2. Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхно­сти оборудования совместно с асфальтосмолистыми веществами, зарождаются непосредственно на этой поверхности при снижении темпера­туры на ней ниже температуры кристаллизации.

3. Появляются два механизма доставки носителя парафина (нефти) в область формирования АСПО:

· пленочно-абсорбционный;

· капельно-абсорбционный.

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

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны, увеличивают удель­ный объем контактирующего со стенками нефтепромыслового обору­дования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирова­ния отложений за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кри­сталлов.

При выделении газа растворяющая способность нефти снижается за счет уменьшения массы растворителя, в связи с этим создаются условия для более раннего появления кристаллов. В присутствии смол и асфальте­нов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Ад­сорбция асфальтос­молистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритов структур большего объема 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 обусловливает проявление факторов, влияю­щих на формирование данных отложений.