2.5 Оборудование и коммуникации

Обозначение	Оборудование
С 1/1,2	Предварительные сепараторы, НГС- 11-16-3000-08Г2С
С 2/1,2	Буфер- сепараторы, 1-100-3000-1,0-1-2-4-0
Г 1/1,2	Газовый сепаратор, НГС-II-16-3000-09Г2С
Н 1,2,3,4,5	Насосы перекачки нефти, ЦНС 300360
Н 1/1,2	Насосы подачи ингибитора, НД 2,55- 25/255 Д14В
С 2/1,2	Сепараторы первой ступени, НГС-I-10-3000-09Г2С
С 4/1,2	Конденсатосборники, НГС-II-6-3000-09Г2С
ГС - 1	Газосепаратор топливного газа, ГС1-3-2-1000-1,6-1-2-1
ЕА - 1/1,3	Емкости аварийные и канализационные
Е - 1	Емкость сбора и откачки конденсата топливного газа
Е-2	Емкость для метанола V = 4 м3, Р=1,6 МПа
25с 48 нж	Регулирующие клапана ДУ-200 мм Предохранительные клапана Факел высокого давления Факел низкого давления Нефтепровод Р- 0,65-0,55 МПа
РВС	Газопровод, аварийный резервуар V=5000м3
БРХ	Блок реагентного хозяйстваБРУ-25-14

2.6 Осложнения парафина, солей, смол и борьба с ними

Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними.

Вдоль пути движения нефти уменьшаются давление и температура, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенки труб увеличивается от нуля на глубине 900-300 м до максимума на глубине 200-50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к уменьшению дебита., При добыче высоко парафинистой нефт выпадение пафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается.

Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материала (бакелитовый, эпоксидный, бакелитово-эпоксидный лаки), а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидро-филизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя скорость отложения снизилась.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти – агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150.

Меры борьбы с отложениями солей.

Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды – в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов) или пропластков; перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогощением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов.

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

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений.

В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах – применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым «пороговым эффектом» покрывают микрокристалические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и другие.

Менее эффективно применение воздействия на растворы магнитными полями и ультразвуком, а также использование защитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборных трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом.

При химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия и в осадки карбоната кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективными оказались карбонат и бикарбонат натрия, а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и промывают водой.

7. Режимные параметры работы скважин

К режимным параметрам работы скважины относятся следущие:

1) коэффициент продуктивности;

2) статический уровень, м;

3) динамический уровень, м;

4) затрубное давление, атм;

5) буферное давление, атм;

6) пластовое давление, атм;

7) забойное давление, атм;

8) среднесуточный дебит жидкости, м³/сут;

9) среднесуточный дебит нефти, т/сут;

10) обводненность, %;

11) число дней работы;

12) глубина спуска насоса, м;

13) перфорированная толщина, м.

2.8 Состояние работы нефтегазопромыслового оборудования и соответствие фактических параметров его работы технологическому режиму

Все параметры работы ДНС-13 фиксируются на специальном бланке, который называется режимной картой ДНС. В этой карте фиксируются такие параметры, как время контроля параметров, давление в сепараторах первой, второй, третьей ступени, и также в газосепараторе, температура на выходе ДНС, уровень жидкости в РВС, давление на приеме насосов, расход реагента, а также обводненность и газовый фактор на выходе ДНС.

Состояние оборудования ДНС-13, хорошее, продолжается установка американского УПСВ, фирмы «Sivals», которая поможет увеличить качество очистки нефти от воды.

Режимные параметры работы ДНС-13 полностью соответствуют нормам технологического регламента. Давление в сепараторах в пределах нормы, происходит небольшой перерасход химического реагента за месяц т.к. происходит перевыполнение плана на добычу пластовой жидкости.