Эксплуатация скважин в осложненных условиях

Относят: 1. Рост обводненности 2. Разрушение пород в ПЗП, образование песчаных пробок 3.1.Образование отложений У/В 3.2 Неорганических солей 3.3 Гидратов 4.Пульсация при работе скважины

(1) Рост доли воды – естественный процесс в случае заводнения пластов. Пути уменьшения обводненности:

· Отключение обводнившихся пропластков (геофизика, термограммы):-поинтервальное цементирование; - закачка гелеобразующих составов; -закачка разных видов смол.

«-» основа состава – формалин (разрушается при t↑80C)

· Изменение режима работы скважины с целью выравнивания профиля притока жидкости

· Изменение режима работы или расположения нагнетательных скважин

(2) Встречается в газоконденсатных скважинах. Причина: создание на забой депрессии →механическое разрушение скелета ГП. Способы: - снижение депрессии (∆Р=Рпл-Рзаб) –Закачка в ПЗП закрепляющих составов; -использование фильтров(щелевые, гравийные); - изоляция обводнившихся пропластков

(3.1) Причина образования:↓tи р при движении от устья до забоя.

Факторы, влияющие на образование отложений: t насыщения нефти парафином (мах при появлении кристалла, зависит от состава нефти); обводненность; градиент напора подъемника; процесс разгазирования нефти; шероховатость поверхности оборудования

Борьба с осложнениями:-механический(скребки) –физикохимический(задавка в ПЗП ПАВ; искусственный подлив воды или нефти на прием насоса; применение щелочи →↑t; нагреватели в м/ж трубном пространстве; термо-кислотная обработка) –вибровоздействие(забойные генераторы давления; звуковые генераторы) – спецпокрытия(лак,эмаль,полиэтилен)

(3.2) Причины:нарушение хим. равновесия солей в добываемой воде; смешение разных по составу вод. Факторы, влияющие: состав, минерализация вод, шероховатость оборудования, интенсивность разгазирования нефти. Методы борьбы:СКО, разбуривание отложений, применение торпед, вибровоздействие

(3.3)Это смесь Н,В и свободного газа + мех.примеси. Встречаются в зонах ММГ (-2-5С) Борьба аналогично с парафинами

(4) Причина: несоответствие режима откачки притоку жидкости из пласта → срыв подачи и выход из строя насоса

Подземный ремонт скважин

Комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности скважины и ликвидации не сложных аварий. Классификация:

· По назначению (предупредительный, восстановительный)

· По видам ремонта: -ТР1(монтаж скважинного оборудования при вводе скв в эксплуатацию)-ТР2(перевод скважины на другой способ эксплуатации)-ТР3(оптимизация режима работы скважины)-ТР4(ремонт штанговых скважин)-ТР5(ремонт ЭЦН)-ТР6(ремонт фонтанных скважин)-ТР7(ремонт газлифтных скважин)-ТР8(ремонт артезианских скважин)-ТР9(очистка ствола скважины)-ТР10(прочие аварии)

· Эффективность и качество: - межремонтный период (продолжительность м/у 2-мя ремонтами) –коэф.эксплуатации, определяется за год: kэ=Тфакт/Ткал, Тфакт – фактическая переработка по времени. Для насосных скважин kэ=0,95-0,98; для фонтанных kэ=0,98-1

Последовательность работ: переезд бригады, подготовительные работы (глушение,демонтаж устьевого оборудования, подъем подземного оборудования, захват и подъем аварийного оборудования, замена вышедшего из строя оборудования, спуск и установка оборудования)

Применяемое оборудование: стационарные вышки, передвижные подъемники (А-50) насосные агрегаты (ЦА-320М)оборудование для СПО (ключи для свинчивания-развинчивания)

Капитальный ремонт скважин

Комплекс работ, связанных с ликвидацией сложных аварий, восстановлением работоспособности скважины, увеличением продуктивности, изменение конструкции забоя и др. При КРС производят обязательное исследование скважин, шаблонирование колонны, определяют коэффициент продуктивности скважины, снятие термограммы, применение печатей резиновых для определения неисправностей.

Классификация:

· По назначению (планово-предупредительный, восстановительный)

· По глубине (легкий до 1500м; тяжелый свыше 1500м)

· По видам работ: устранение негерметичности ОК, устранение аварий, перевод на другие горизонты, разобщение пластов, восстановление работоспособности скважины, обработка ПЗП, исследование скважин, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервация скважин, ликвидация скважин.

· Работы по увеличению нефтеотдачи: вибровоздействие на пласт, волновое воздействие, магнитное, электрохимическое

 

 

41. Системы сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах

Под системой сбора понимается комплекс мероприятий, обеспечивающий сбор продукции скважин; разделение продукции на составляющие компоненты и их количество; утилизация сточных вод.

Классификация системы сбора: по количеству труб для сбора НГВ: однотрубные; двухтрубные. По способу сбора продукции: открытые системы; герметизированные системы (напорные – с поддержанием давления на устье 0,5-0,6МПа; высоконапорные – 6-7МПа); блочная система (на больших площадях); высокогерметизированные (на морских месторождениях).

Схема системы сбора

ГЗУ – групповая замерная установка; ДНС – дожимная насосная станция; ГСС – газосборная сеть; УПС – установка предварительного сброса воды; ЦППН – центральный пункт подготовки нефти; УКПН – установка комп. подготовки нефти; УПВ – установка подготовки воды; КНС – кустовая насосная станция.

Требования к качеству подготовки нефти

Нормы качества нефти предусматривают создание благоприятных условий для ее перекачки по магистральным трубопроводам.

Возникающие осложнения: 1. скопление в пониженных участках трассы воды и образование водонефтяных подушек. 2. скопление в повышенных участках газа (газовые мешки). Образование гидратных пробок и возникновение пульсаций. Гидравлический удар. 3. абразивный износ насосного оборудования применяемого при транспорте нефти. 4. образование в процессе транспорта химически агрессивных и коррозионно-активных соединений.

Группы качества нефти

показатель	I	II	III
Максимальное содержание воды, не более, %	0,5	0,5
Максимальное содержание Cl-х солей, не более, мг/л
Максимально содержание мех.примесей, не более, %	0,05	0,05	0,05
Давление насыщения паров, кПа	66,7	66,7	66,7

 

Сепарация нефти от газа

Сепарация жидкости, отделение газа в различных сепараторах, осуществляется для:

- получение нефт.газа, используемого как химическое сырье или топливо;

- уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижение тем самым гидравлических сопротивлений;

- разложение образовавшейся пены;

- отделение воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

- уменьшение пульсаций при транспорте нефти от сепаратора 1 ступени до установки подготовки нефти.

Процесс сепараций осуществляют многоступенчато при постепенном снижении давления в сепараторах. P₁ > P₂ > P₃. В нефтяных сепараторах любого типа присутствуют 4 основных секции (5-ая для отделения воды, если она присутствует).

I – основная сепарационная; II – осадительная секция; III – секция сбора; IV – каплеуловительная секция.

Процесс сепарации газа можно производить 3-мя способами. 1. Лабораторный («моделирование»); 2. Промысловый (сепаратор); 3. Аналитический.

Расчет производится исходя из констант равновесия. Отношение мольной доли в газовой фазе к мольной доли в жидкой фазе.

В настоящее время выпускается: 2-х фазный горизонтальный сепаратор НГС6-1400. (6-рабочее давление, кгс/см²; 1400-диаметр сепаратора, мм) и блочные сепарационные установки типа УБС-1500/6 (1500-пропусканая способность по жидкости, м³/сут).

Сепараторы УПС с предварительным сбросом воды, УПСА – с аникоррозионным исполнением.

Расчеты сепаратора производят по жидкости и по газу. Условие, что скорость подъема газа V_г > V_н.

Отделение воды от нефти

Нефтяные эмульсии образовываются в ПЗП, поровом канале, на забое скважины, при подъеме по колонне НКТ, вплоть до установок обезвоживания. Эмульсия образуется в результате смешения УВ, воды и эмульгатора (ПАВ), способного снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз углеводородная жидкость – водная фаза таким образом, что при их интенсивном перемешивании происходит образование мелких капелек водной фазы в УВ среде. При определенной концентрации эмульгатора они оказываются сплошь покрытыми участками молекул ПАВ, ввиду чего создается механически прочная оболочка вокруг капелек, которая мешает их слиянию.

Основные свойства: плотность, вязкость

t₁ < t₂

Макс. при S_В=40-80%.

2 вида устойчивости эмульсий: кинематическая (седиментационная) и агрегативная.

Методы применяемые при разрушении В/Н эмульсий:

1. Внутритрубная демульсация, за счет подачи искусственных, более эффективных ПАВ, чем естественные. Эмулы являются продуктами взаимодействия нафтеновых кислот и солей.

2. Гравитационное разделение (отстой), за счет разности плотностей.

3. Центрифугирование.

4. Фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные и гидрофобные).

5. Термохимическое воздействие (тепло + хим.воздействие).

6. Электродегидрирование.

7. Барбатирование через слой воды.

К УПН эмульсия должна подойти подготовленной к расслоению, т.е. быть агрегативно неустойчивой. Условно можно выделить 4 группы методов разрушения нефтяных эмульсий:

- механические;

- химические;

- электрические;

- термические.

Каждый из методов приводит к слиянию и укрупнению капель воды, что способствует более интенсивной потере агрегативной устойчивости и расслоению эмульсии.

Выбор метода определяется типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.