26. Эклпл-ция скважин в осложненных условиях.

Э-ция скв-н штанговыми насосами в осложненных усл-х

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой ж-ти; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэф-т наполнения цилиндра.

На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэф-т сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.

Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке ж-ти, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.

Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных установок, явл-ся присутствие в откачиваемой ж-ти мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки ж-ти через клапаны и зазор м/у цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры. Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают ж-ть в несколько скважин, работа которых осложнена песком.

27. Газлифтная эклпл-ция скважин. Общие принципы газлифтной эксплуатации. Преимущества. Недостатки.

Добыча нефти с использованием газа, кот. вводится в скв-ну извне, называется газлифтом. (нарисовать схему). Газлифт можно классифицировать:

по типу рабочего агента:

1. при вводе газа называется газлифтом

2. может вводиться воздух – способ эрлифтный.

Модификации газлифтов: 1. с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях – компрессорный газлифт. 2 – с исп-м сжатого газа, отбираемого из газ-й залежи – бескомпрессорный газлифт.

Компрессорный газлифт относится к механизированным способам эксплуатации скв.

Преимущества:

1. возможность эксплуатации высокообводнённых скважин

2. простота оборудования (внутри скв)

3. лёгкость регулирования работы скважин

Недостатки:

1. низкий КПД (особенно обводнённой продукции)

2. необходимость использования сложного, дорогостоящего, высококачественного оборудования (наземное оборудование).

Газлифтный способ эксплуатации скважин делится на непрерывный и периодический. При непрерывном газ постоянно нагнетается в скважину и жидкость непрерывно поднимается с забоя на поверхность. При периодическом газлифте газ нагнетается в скважину с перерывами для возможности в период остановки скважины необходимого накопления столба жидкости в подъемных трубах.

Принцип работы газлифтного подъемника {рис. 43). В скв-ну спускают НКТ (рис. 43,а). В затрубное простр-во (кольцевая схема) (или в НКТ – центральная схема) с помощью компрессоров нагнетают сжатый газ, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ повышаться (рис. 43,6).

При снижении уровня жидкости в затрубном пространстве до нижнего конца насосно-компрессорных труб сжатый газ поступает в трубы и перемешивается с жидкостью. Плотность такой газожидкостной смеси будет меньше плотности жидкости, поступающей из пласта. В результате уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться. При дальнейшей подаче сжатого газа в скважину газожидкостная смесь будет подниматься на поверхность, а из пласта поступать новая жидкость (рис. 43,в).

Газлифтный способ позволяет эффективно эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа, песка и воды со значительно искривленным стволом, с низкими динамическими уровнями и высокой температурой.

Наиболее рациональной технологической схемой эксплуатации скважин является замкнутый газлифтный цикл (см. рис.ниже), при котором нагнетаемый в газлифтные скважины газ многократно используется для подъема жидкости из скважин.

Круговой газлифтный цикл группы скважин.

1 -газлифтные скв

2 – трубопроводы смеси ж-ти и газа, поступающей из скв.

3 – ёмкость (трап) для разделения ж-ти и газа,

4 – нефтяная линия

5 - линия избыточно газа, направляемого на переработку и потребление,

6 – линия газа низкого давления, поступающего на приём компрессоров

7 – компрессорная линия

8 - линия сжатого газа, поступающего в скв.

Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

• Периодической тепловой обработкой скв, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки

• Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин).

• Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока.

• Для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках НКТ в насосных скважинах применяют трубы с различными покрытиями.

• Наиболее радикальным средством борьбы с парафином явл-ся извлечение из скв штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки.

Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса), устраняются также различными методами, как, например:

• периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;

• применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворители солевых отложений или специальные реагенты,

• периодической промывкой скв и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.

Отложения сульфата бария.

Структура минер-х осадков радиобарита, отложение кот-ыхобусловлено смешением вод одного горизонта, плотная, кристаллы прочно прикреплены к металлу. Если минераль. Осадки образуясь в рез-те смешения вод различных горизонтов, то их структура рыхлая. Минераль.

Осадки, сод-щие сульфид железа тонкокристаллические и плотные.

Отложения карбонатов кальция и магния.

Растворимость СаСО₃ в дистил. воде невелика и сост-ет 0,5 г/л.

Осн. Причины выпадения СаСО₃ :

1. повыш-е t

2. снижение содерж-я СО₂ в пласте или сточных водах.

3. увеличение рН пласт-х и сточ-х вод

4. смешение несовместимых вод

MgCO₃ –магнезит, его образование аналогично СаСО₃ , но растворимость MgCO₃ в 4 раза выше, чем растворимость СаСО₃. MgCO₃ выпадает обычно после СаСО₃ при нарушении усл-я карбонатногоравновесия. Если происходит смешение вод, одна из которых, содержащая ионы кальция, магния и углекисл. газ, находится в равновесном состоянии, а др., обогащенная ионами магния, то в этом случае карбонат магния выпадет из раствора лучше.

Если из пласт-х и сточных вод выпадают сульфатные и карбонатные соли, то в нижней части скв. (НКТ, экспл. Колонны) выпадают сульфаты Са и Ва (гипс и радиобарит), а в верхней части – карбонаты Са и Мg.

Отложения солей хлорида натрия встречаются в скв., где есть минерализация вод (Иркутская обл. 600 мг/л)

Методы удаления солеотлож-й:

1. Механич. м-ды - использ-е различ-х скребков, разбурив-е, перфорация.

2. Хим-ие – использ-ие реагентов, кот-ые растворяют солеотложения.

Для удаления карбонат-х солей достаточно провести обработку соляной кислотой.

Сущ-ют 2 сп-ба разрушения сульфатов:

1. конверсия (перевод сульфатов в карбонаты) отложений с послед-им растворением ее продуктов соляной кислотой,

2. растворение кислотами и хелатными соединениями.

В кач-ве р-лей, обеспечивающих конверсию отложений получили распространение карбонаты, бикарбонаты, гидроксиды Na и К, в частности под воздействием Na₂CO₃ гипс раствор-ся и образ-ся СаСО₃ . А Образующийся СаСО₃ легко удал-ся соляной кислотой:

СаСО₃+HCl→CaCl₂+H₂O+CO₂

При этом исп-ся 15% раст-ры Na₂CO₃ и 10-15% раствор НСl.

Как р-ль гипса наиболее эффективен гидроксид калия, но продукты реакции способны подавлять саму реакцию растворения.При исполь-ии гидроксида натрия этот недостаток отсут-ет.

Для удаления плотных отложений гипса и барита примен-ют хилатные соедин-я, действие кот-х основано на разрушении отложений вследствие образ-я устойчивых комплексов с ионами, содержащимися в растворе. Наибольшее распространение получили растворы этилендиаминтетроуксусной кислоты (ЭДТА).

Методы предупреждения солеотложений.

1. подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных вод, которые совместимы с пластовыми водами, а т.ж.применение ингибиторов

2. М.б. использованы для заводнения естественные или искусственно приготовленные воды высокой минерализации с содержанием NaCl до 240 кг/м³ (за рубежом).

3. Качественный выбор источника для водоснабжения системы ППД.

Требования к ингибиторам солеотложений:

1. должен обладать хорошими адсорбционными и десорбционными св-ми

2. термостойкость

3. не должен образовывать с пласт-ми водами нерастворимых осадков

4. отсутствие негативного влияния на процессы подготовки

5. отсутствие негативного влияния на процессы коррозии

Ингибиторы солеотложений выбираются для конкретных условий кокретного месторождения. Бывают одно- и многокомпонентными.

ИСБ 1(исп в Татнеть), ОЭДФ, ДПФ-1, ПАФ-1, ПАФ-13, Индекринол-1 – многокомпонентный ингибитор на основе НТФ,

СНПХ-5301 (в Татнефть исп СНПХ-53081М) – многокомпонентный ингибитор на основе ОЭДФ,ХПС-001, -002, -007, SP-181, -203 – многокомпонентные ингибиторы, основной кот. явл органические фосфаты, Корексит-7647 – мноокомпонентная композиция, основой которой явл полимеры.

На месторожд-х ОАО «Татнефть» основным способом предупреждения солеотложений явл. применение ингибиторов солеотложений ИСБ-1, СНПХ-5301М.