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

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

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ТЕМА: ВЫБОР И РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ НГДУ «ЛН»

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

1.2 Тектоника

1.3 Стратиграфия

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

1.6 Режим залежи

1.7 Конструкция скважин

2. Технологическая часть

2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДНиГ № 1 НГДУ «ЛН»

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

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

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

2.3.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО

2.3.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

2.3.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

2.3.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

3 Механическая часть

3.1 Глубиннонасосное оборудование

3.2 Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН»

3.3 Техника и оборудование при паротепловой обработке

3.4 Подбор основного глубинно-насосного оборудования по скважине

3.5 Определение экстремальных нагрузок, действующих на головку балансира

3.6 Расчет на прочность стеклопластиковых штанг

4 Специальная часть

4.1 Выбор оборудования для подачи реагента (ингибитора)

4.2 Конструктивный расчет элементов устройства для ввода реагента в затрубное пространство под давлением

4.2.1 Расчет корпуса резервуара для реагента

4.2.2 Расчет толщины стенки крышки резервуара

4.2.3 Расчет толщины стенки конического днища

4.2.4 Расчет фланцевых соединений

5. Экологическая безопасность

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ “ЛН”

5.2 Охрана атмосферного воздуха

5.3 Охрана вод

5.4 Охрана земель

5.5 Охрана труда и техника безопасности при удалении АСПО

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Технико-экономическая оценка методов борьбы с АСПО по НГДУ “ ЛН”

6.2 Организация профилактических работ на нефтепромыслах и службе ПРС по борьбе с АСПО

6.3 Анализ выхода из строя глубинно-насосного оборудования за 2000 -2001 г.г.

6.4 Мероприятия направленные на борьбу с АСПО в НГДУ “ ЛН”

6.5 Расчет экономической эффективности от внедрения и заправки дозаторов

Заключение

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях НГДУ «Лениногорскнефть» (далее НГДУ «ЛН»), эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. В НГДУ «ЛН» применяются различные методы дапарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.

В дипломном проекте приведена характеристика Ромашкинского нефтяного месторождения (геологическая часть); рассмотрены методы депарафинизации нефтяных скважин эксплуатируемых в условиях НГДУ «ЛН», расположенной на площади Ромашкинского нефтяного месторождения (технологическая часть); выполнен подбор и расчет оборудования используемого для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» (механическая часть). В специальной части дипломного проекта рассмотрено дозировочное устройство депарафинизации применяемый в условиях НГДУ «ЛН» при химическом методе. Приведен расчет экономической эффективности применяемых методов и дана их сравнительная характеристика. В дипломном проекте также рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ “ЛН”, охране вод и земель на которых расположена эксплуатируемая площадь нефтяного месторождения.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрография

Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского нефтяного месторождения. На севере площадь контактирует с Юго - Ромашкинским, на западе с Зай-Каратаевской и на востоке с Восточно - Лениногорской площадями. В геолографическом отношении Западно- Лениногорская площадь представляет собой пересечённую местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от +100 до + 250 м. Большую часть площади занимают лесные массивы.

Климат района резко континентальный - суровая зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - юго-западное. Самым холодным месяцем является - январь, имеющий среднюю месячную температуру - 13,7 0 С , - 14,4 0 С. Наиболее теплым месяцем является июль - средняя месячная температура колеблется от +18,5 0 С, до + 19,5 0 С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до - 49 0 С. Максимальная летняя температура достигает +38 0 С. Наибольшее количество осадков выпадает в июле (до 60 мм), минимальное в феврале (до 17 мм). Грозовая деятельность от 40 до 60 часов в году.

По площади проходят автомобильные дороги, соединяющие города Бугульму, Альметьевск, Лениногорск и промысловые дороги. В административном отношении Западно - Лениногорская площадь расположена на землях Бугульминского и Лениногорского районов РТ, в пределах землепользования Бугульминского и Лениногорского госплемптицезавода, совхоза “Подлесный”, совхоза “Путь к коммунизму”, колхоза имени Калинина Лениногорского района. Западно-Лениногорская площадь с трех сторон охватывает город Лениногорск, граничит с Юго - Ромашкинской площадью. Кроме города Лениногорска на площади расположены деревни Верхний Каран, Дурасово, Тимяшево и Ромашкино. К настоящему времени на площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, электроснабжения, связи, автоматики и телемеханизации.

1.2 Тектоника

Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к крупной структуре платформенного типа - Южному куполу Татарского свода. Эта структура чётко прослеживается по поверхности кристаллического фундамента, а также по маркирующим поверхностям девона и карбона. Западно - Лениногорская площадь расположена на юго-восточном склоне Южного купола.

В пределах площади изучение тектоники проводилось по структурной карте, построенной по кровле пашийского горизонта (подошва ренеры “Верхний известняк”). Абсолютные отметки этой поверхности колеблются от 1955 м на севере площади (зона Южно - Ромашкинского разрежающего ряда, участки скважин 2081, 1085, 2087, 1077 а, 2096) до 1497,8 (скв 3542, южно- восточная часть). Западно - Лениногорская площадь вытянута в субтронном направлении, в основном по простиранию поверхности “верхнего известняка.

Общая картина моноклинальности осложняется отдельными небольшими выступами в субмеридиальном направлении. Из них важнейшими прогибы на западной границе площади (по линии скважин 2080, 3551, 6243, 6443, 6427 амплитуда до 13 м). С запада выступ ограничивается прогибом по линии скважин 2094 - 6444, на востоке он постепенно переходит в моноклинальный склон. Меньшие размеры имеют выступ в юго-восточной части площади (скважины 6456, 8723, 8761) прогибы по линии скважин 6224- 6388, 6161, 6162, 6392. Все перечисленные структуры являются по отложению к моноклинальному склону в пределах площади структурами 2-го подряда.

Из структур 3-го подряда можно отметить небольшие выступы (скважины 6215, 6215а, 6079) и прогибы (6017, 6224, 6313) осложняющие структуры 2-го порядка, имеющие обычную форму, близкую к изотермической и зафиксированы в 1-2-х скважинах. Углы падения на площади не превышают 10 , обычно составляя несколько минут (0,7°). Более резким он является в центре площади, на линии скважины 697- 3542, где достигает величины 0°12´.

Структурные планы продуктивных пластов горизонты Д1 (а; б 1,2;б3; в; г; д.) в основном совпадают со структурным планом поверхности рапера “ верхний известняк “. Расхождение в деталях объясняются особенностями составления структурных карт по поверхностям продуктивных пластов, когда стратиграфическая поверхность может местами заменяться поверхностью литологической.

1.3 Стратиграфия

Наиболее древними образованьями, которые вскрыты скважинами, являются породы кристаллического фундамента, возраст которых определён как - архейский. Сложены они либо метаморфизованными породами, представленными бионито - гранитовыми, бионито - платопладовыми и бионито - склинятовыми гнейсами, либо изверженными породами, внедрившимся в толщу гнейсов. К древним гранитам относятся платоплодовые гранито-гнейсы, кварцевые диориты, габурдиайоды. Зона развития магматических пород характеризуется полосовыми аномалиями, гравитационными и магнитными полями. Для них характерна узкая линейная протяженность.

В состав осадочной толщи Ромашкинского месторождения входят отложения девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Породы палеозойского осадочного комплекса залегают на метаморфизованном первично- осадочном кристаллизационном фундаменте.

Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяного месторождения представлены двумя отделами - средними и верхними. В среднем отделе выделяются два яруса эйфельский и алевролито - глинистыми породами.

Пашийский горизонт является основным промышленным объектом данного месторождения. Нижняя его граница - кровля аргелитовой пачки (репер “глина “) над пластом Д2 . Верхняя граница пашийского горизонта производится по подошве карбонатной пачки “ верхний известняк “. Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть месторождения).

Пашийский горизонт представлен пятью алевролито - песчаными пачками (пласт Д1 - а, Д1 - б, Д1 - в, Д1 - г, Д1 - д.), подразделенными алевролито - глинистыми отделами. К пашийским отложениям (горизонта Д1) нижнефранского подъяруса приурочена основная залежь Ромашкинского месторождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. Удельный вес смол 27 - 37 %, парафина 53 %, средняя вязкость нефти по месторождению составляет 30 сП.

Начальный статический уровень подземных вод, терригенной части девона Ромашкинского месторождения (до его разработки) находилась на абсолютных отметках минус 15 - 25 м. Пластовое давление на контуре нефтеносности горизонта Д1 = 17,5 Па.

Сейчас движение жидкости в горизонте Д1 переходит от нагнетательных рядов и эксплуатационным. Скорость движения пластовых вод в горизонте Д1 повышается по сравнению с естественной, существовавшей до начала разработки месторождения, в сотни тысяч раз. В пьезометрических скважинах на горизонтах Д1 и Д2 статический уровень измеряется сейчас в пределах отметок минус 292 м. плюс 217 м; пластовое давление 14,5 – 21,0 Па.

В связи с увеличением закачкой холодной воды в участки горизонта Д1, геотермические условия его также несколько изменяются в сторону некоторого снижения пластовой температуры.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Коллекторские свойства эксплуатационного объекта охарактеризованы в таблице 1.

Таблица 1

Они получены на основании достаточно представленных лабораторных исследований кернов и результатов исследований геофизическими методами.

Обращает на себя внимание как значительно меньшее количество скважин, по которым отобран керновый материал, так и более высокие значения параметров, по сравнению с результатами геофизических исследований. Интервалы измерения параметров довольно значительны и особенно по керновым данным, что указывает на значительную неоднородность коллекторов, слагающих продуктивные пласты. Общая толщина горизонта изменяется в пределах площади от 26,0 до 56,0м составляя в среднем 39 м, нефтяная в среднем равна 9,8 м изменяясь в пределах от 2,0 до 30 м её средняя эффективная толщина равна 18,6 м изменяясь от 4,0 до 38,0 м.

Поскольку в пределах водонефтяной зоны рассматриваются пласты с подошвенной водой, то их общая и эффективная толщина равна. Свойством сложённости строения эксплуатационного объекта площади могут служить данные, приведённые в таблице 2.

Таблица 2

По данным можно сделать вывод о наличии в разрезе объекта значительного количества пластов, соотношение эффективной толщины продуктивной части и общей толщины горизонта Д1 в пределах Западно - Лениногорской площади.

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти, газа и воды пашийского горизонта Д1 Западно - Лениногорской площади были исследованы в “ТатНИПИ нефть” ГПК города Альметьевка. Параметры пластовых нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 7,41 до 9,32 МПа, среднее значение - 8,09 МПа, газосодержание от 46,4 до 78,9 м3/т, среднее значение 60,2 м3/т; объёмный коэффициент от 1,128 до 1,210 , среднее значение - 0,8048; вязкость от 2,3 до 5,05 МПа·с, среднее значение - 3,4 мПа·с.

Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: плотность нефти - 0,8578 г/см3; вязкость от 10,5 до 26,1 мПа·с; среднее значение - 14,6 при 20 0С; содержание серы от 0,7 до 1,3;среднее значение - 1,1; смол семеногелевых от 26,0 до 28; среднее значение 27,0 параметров от 1,0 до 3,6, среднее значение 2,8; выход светлых фракций до 100 0С- 7,3 % объёма; до 200 0С - 26,2 % объёма; от 300 0С - 48,2 % .

Таким образом, нефти горизонта Д1 по своим свойствам могут быть отнесены к сернистым и парафинистым.

Анализ полученных данных свидетельствует о том, что среднее значение величины некоторых параметров нефти и газа изменилось по сравнению с принятыми на дату утверждения запасов ГКЗ в целом на Лениногорской площади. Это произошло в результате учета дополнительной информации по анализам, отобранным в следующие годы и исключения некачественных анализов при подготовки их к автоматизированной обработке.

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.

Рис. 2 Цилиндрический центратор Рис. 3 Центратор из полиамидной смолы

В последнее время начали применять новые виды скребков центраторов депарафинизаторов из полиамидной смолы (рис 3). Очистка от парафина металлических поверхностей НКТ и штанг достигается при определенном и строго заданном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно- поступательных и вращающихся движениях. Косые пазы, выполнены по периметру рабочей поверхности скребка обеспечивают достаточный проток жидкости. В зависимости от размеров труб и штанг меняется размер скребков центраторов-депарафинизаторов.

Срок службы скребков центраторов-депарафинизаторов (по паспорту) составляет 5-7 лет. Оснащение колонн штанг скребками центраторами депарафинизаторами в больших объемах дает возможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами, число текущих ремонтов скважин из - за запарафинивания глубинно-насосного оборудования, средний МРП эксплуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700 суток. Штанги с наплавленными центраторами - депарафинизаторами используются в комплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36,4 % осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скважинах дополнительно внедрены плавающие скребки- центраторы завода “Радиоприбор”. Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты от формирования АСПО, 1-2 раза в год промываются дистилятом или дистиллятом в композиции с нефтью. Штанги с наплавленными скребками- центраторами НГДУ “ ИрН” внедрены на 26 скважинах (4,2 %). Штанги с центраторами - депарафинизаторами и наплавленными скребками- центраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скважины, оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется со штанговращателями.

2.3.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО

Покрытия труб эпоксидными смолами

Преимущество такого покрытия состоит в том, что увеличивается межочистной период работы скважин, оборудованных трубами с покрытиями за счет того, что кристаллы асфальто-смолопарафиновых отложений имеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТ защищается покрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненной нефти.

Недостатками покрытия являются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорение скважин отслоившимся покрытием, засорение клапанов насосов покрытием, истирание покрытия центраторами.

Покрытие труб стеклогранулянтом.

В качестве основного вида защитного покрытия НКТ в НГДУ “ ЛН” применяется стекло. Остеклование внутренней поверхности НКТ проводится в цеху антикоррозионного покрытия труб. С 1993 года НКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшить прочностные качества покрытия, увеличить срок службы НКТ, уменьшить количество подземных ремонтов по причине засорения насосов осыпающимся стеклом. Остеклованными НКТ оснащены 524 скважины, причем, как отмечалось выше, 202 скважины в комплекте с центраторами - депарафинизаторами. Необходимо отметить, что из 322 скважин, на которых спущены только остеклованные НКТ, на 284 скважинах в качестве дополнительного метода применяются промывки и обработки различного типа.

Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 8500С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также позволяет производить пропарку НКТ без последствий для покрытия.

В 1998 - 99 годах на 4 скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ. На одной скважине НКТ с данным типом спущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами - депарафинизаторами. На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.

Применение стеклопластиковых штанг.

С декабря 1995 года в НГДУ «ЛН” начали внедрять стеклопластиковые штанги. В течение 1995-1996 года они были внедрены на 14 скважинах, как девонских, так и сернистых скважинах с различной обводненности, добываемой продукции.

Опыт в эксплуатации стеклопластиковых штанг показал их хорошие прочностные и эксплуатационные характеристики, по сравнению со стальными штангами, нагрузка на головку балансира снизилась на 25 %. Положительными факторами в работе стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции.

Недостатками стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика с металлической головкой, а так же они менее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина, так в скважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446 стеклопластиковые штанги были извлечены из-за обрывов штанг по причине больших дополнительных нагрузок при запарафинивании колонны НКТ.

В качестве эксперимента НГДУ «ЛН” была закуплена партия стеклопластиковых штанг. СПНШ изготавливаются из сплетенных жгутов стеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.

Штанги состоят из двух головок и стеклопластикового стержня, которые крепятся между собой с помощью эпоксидной смолы.

Таблица 6

Техническая характеристика СПНШ

2.3.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

В НГДУ «ЛН” магнитные депарафинизаторы типа МОЖ-22Ш были внедрены на 17 скважинах (в 1997 году - на 7 скважинах, в 1999 году - на 10 скважинах) В качестве основного метода борьбы с АСПО магнитные депарафинизаторы были использованы на трех скважинах (№108, 6551А, 12518А), на 4 скважинах - в комбинации с остеклованными НКТ и на 10 скважинах - в комбинации со штангами центраторами - депарафинизаторами.

За период с октября 1997 года, когда началось внедрение магнитных депарафинизаторов, по октябрь 1999 года на данной категории скважин было проведено 16 подземных ремонтов по причине АСПО, причем на 3 скважинах (№108, 4030, 12946) по два ремонта. На скважинах, где магнитные депарафинизаторы были использованы в качестве основного метода борьбы с АСПО без применения других методов, межочистной период составил 50-110 суток и при подземных ремонтах по причине АСПО они были извлечены. На остальных скважинах межочистной период составил от 80 до 360 суток.

Анализ применения магнитных депарафинизаторов в качестве самостоятельного метода борьбы с АСПО и в комбинации с другими методами показал неэффективность данного метода и отказ от его применения в дальнейшем.

2.3.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

Применение промывок различного типа

В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН” на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом, дистиллятом в комбинации с нефтью, горячей нефтью).

Динамика проведения промывок представлена в таблице 7

Таблица 7

Динамика проведения промывок

В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум”.

Более 58 % всех проведенных в 2001 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50 %. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.

Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностью промывок 2-3 раза в год. Объем разовой дистиллятной обработки составляет в среднем 8 м3.

Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью

Исходные данные:

Скважина №1828А,

Н забой = 1620 м - искусственный забой,

Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс. к =146 мм,

Диаметр НКТ dHKT = 73 мм,

Диаметр штанг dШТ. = 22 мм,

НН2Б – 44,

Плотность дистиллята ρД = 707 кг/м3,

Q = 8 м3, В=0 %.

Техника для промывки:

ЦА - 320; dпоршня = 100 мм; N = 180 л/с

Производительность агрегата:

1 скорость - 1,4 л/с 2 скорость - 2,55 л/с

3 скорость - 4,8 л/с 4 скорость - 8,65 л/с

Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.

P1 = λ· (HHKT· ρД)/(Dэкс.к – dHKT) х (vн2/2), Πa (13 стр.193) (2.1)

где: l - коэффициент трения, l = 0,035;

ННКТ - длина колонны НКТ, м;

v н- скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

ρД - удельный вес дистиллята, кг/м3;

Dэкс. к - диаметр эксплуатационной колонны, м;

dHKT - диаметр НКТ, м;

При работе на 1 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,172/2) = 0,0071·106 Па;

на 2 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,372/2) = 0,0339·106 Па;

на скорости 3:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,532/2) = 0,0696·106 Па;

на скорости 4:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (1,032/2) = 0,263·106 Па.

2. Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:

P2 = (ρн - ρД)·g ·ННКТ, (13, стр.197) (2.2)

где: ρн - плотность нефти.

С достаточной точностью для расчетов

P2 = (820 – 707)·9,81·1450 = 1,607·106 Па

3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:

Р3 = j·lНКТ· ННКТ·ρД· v 2в/[2(dВН - dШТ.)] (13, стр. 199) (2.3)

где: j - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, j =1,1;

lНКТ - коэффициент трения в НКТ, lНКТ = 0,04;

Страницы: 1, 2, 3