1. Осложняющие факторы при добычи нефти.

К осложняющим работу нефтяных скважин факторам в промысловой практике принято относить следующие:

- отложения асфальтосмолистых парафиновых веществ (АСПВ);

- отложения неорганических солей;

- образование высоковязких эмульсий;

- коррозия скважинного оборудования;

- влияние мехпримесей на работу насосного оборудования;

- работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения.

Представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70% мас.), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40% мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С 16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют (ГОСТ 11851-85) на:

-малопарафиновые -менее 1,5 % мас.;

-парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;

-высокопарафиновые - более 6 % мас.

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37Н74 до С53Н108) отличаются более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью.

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, с плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (% мас.): углерода - 80,0-86,0, водорода - 7,0-9,0, серы - до 9,0, кислорода -1,0 - 9,0 и азота - до 1,5. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Выделяют 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.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Отложения неорганических солей.

При добыче нефти и газа на внутренней поверхности промысловых трубопроводов и оборудования широкого ряда месторождений образуются отложения неорганических солей.

Отложение солей в нефтедобыче происходит при любых способах эксплуатации скважин, однако наиболее негативные последствия имеют место при добыче нефти с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН) и установок электропогружных центробежных насосов (ЭЦН). Наличие неорганических солей на поверхности рабочих органов насосов повышает их износ, приводит к заклиниванию вала ЭЦН и плунжера ШГН, разрушению рабочих колес.

В этих условиях межремонтный период работы механизированного фонда скважин существенно уменьшается. Солеотложения также присутствуют в групповых замерных установках, нефте- и газосборных коллекторах, системах подготовки нефти и т. п. Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов и типов вод, используемых для поддержания пластового давления, предопределило разнообразие причин образования отложений неорганических солей на поверхности оборудования, а также различие в их составе для разных месторождений.

По преимущественному содержанию неорганических солей определенного вида различают три основные группы наиболее часто встречающихся отложений: сульфатные, карбонатные и хлоридные. На оборудовании добывающих скважин и Г3У залежей терригенного девона отмечены отложения радиобарита.

Методы борьбы – предотвращение и удаление

К первой группе можно отнести:

а) применение специально подобранных химических реагентов и рациональное их использование на всем этапе от скважины до установки подготовки нефти (УПН );

б) использование для подготовки нефти емкостного оборудования специальной конструкции;

в) технологии, направленные на предотвращение образования избыточного содержания сульфида железа как основного стабилизатора эмульсии.

Ко второй группе относят:

а) использование химических реагентов -деэмульгаторов с повышенным удельным расходом ;

б) увеличение температуры процессов деэмульсацин;

в) применение промывочной пресной или соленой воды;

г) обработку кислотами и щелочами.

Образование высоковязких эмульсий.

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокими вязкостью и стойкостью к разрушению. При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также наибольший рост энерго- и металлоемкости.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ. К ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т. д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии.

В зависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях их подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее 20 %), концентрированные (до 74 %) и высококонцентрированные (свыше 74%). Разбавленные эмульсии с мелкодисперсной структурой обладают высокой стойкостью к разрушению.

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения за определенный период времени, эффективную (в ряде случаев структурную) вязкость, средний поверхностно-объемный диаметр эмульгированных капель водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора.

Эмульгированию способствуют перемешивание пластовых флюидов в насосных установках и присутствие газовой фазы, осуществляющей массоперенос в жидкостях.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, образование эмульсий происходит наиболее интенсивно. Согласно формированию дисперсной структуры эмульсии в УЭЦН завершается на первых сорока ступенях насоса.

С повышением вязкости и плотности нефти вязкость эмульсий, образовавшихся в УЭЦН, возрастает, а их стойкость увеличивается.

При добыче нефти штанговыми насосами особенно сильное эмульгирование происходит в клапанных узлах насосов и резьбовых соединениях НКТ. Эмульсия начинает формироваться при движении жидкости через насос. В дальнейшем эмульгирование нефти протекает в НКТ за счет турбулизации потока при омывании встречных конструктивных элементов труб (например, муфт штанговых колонн).

Разрушение нефтяных эмульсий происходит при:

- гравитационном холодном разделении (отстаивание);

- фильтрации;

- разделении в поле центробежных сил (центрифугирование);

- электрическом воздействии;

- термическом воздействии;

- воздействии магнитного поля;

- в процессе перекачивания (внутритрубная деэмульсация).

Коррозия скважинного оборудования.

Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов – повышением обводненности продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии.

Под коррозией понимается процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. При этом имеются в виду их разрушение и потеря эксплуатационных свойств в результате химического или физико- химического взаимодействия с окружающей средой. Основной ущерб, причиняемый коррозией, заключается в огромной стоимости изделий, разрушаемых коррозией, и стоимости проведения восстановительных операций. Еще больший ущерб могут составить косвенные потери: простои скважин, потери в добыче нефти и газа, нарушение в системе разработки месторождения. Наиболее часто говорят о коррозии металлов. Менее известны случаи коррозии полимеров. Скорость коррозии, как и всякой химической реакции, очень сильно зависит от температуры. По типу агрессивных сред, в которых протекает процесс разрушения, коррозию можно отнести к следующим типам:

• газовая коррозия;• атмосферная коррозия;• коррозия в неэлектролитах; • коррозия в электролитах; • подземная коррозия; • биокоррозия; • коррозия блуждающим током.

По условиям протекания коррозионного процесса различаются следующие виды: • контактная коррозия; • щелевая коррозия; • коррозия при неполном погружении; • коррозия при полном погружении; • коррозия при переменном погружении; • коррозия при трении; • межкристаллитная коррозия; • коррозия под напряжением.

При контакте пластовых флюидов со скважинным оборудованием возможно проявление следующих видов коррозии: • общая (неравномерная) коррозия; • локальная (местная) коррозия.

Общая (неравномерная) коррозия – это процесс, протекающий на всей или на какой-либо части поверхности металла скоростью 0,1–0,5 мм/год. Результатом общей (неравномерной) коррозии является сплошное разрушение поверхности металла или какой-либо части его поверхности. Характерной особенностью локальной коррозииявляется высокая скорость растворения металла на отдельных участках, достигающая 1–10 мм/год. Результатом локальной (местной) коррозии является разрушение металла в глубину вплоть до появления сквозных отверстий, при этом соседние участки могут практически не затрагиваться коррозией. Основными видами локальной (местной) коррозии скважинного оборудования являются:• питтинговая (язвенная) коррозия; • коррозия пятнами; • коррозия в виде бороздок (канавок); • коррозия в виде плато; • мейза-коррозия; • контактная коррозия; • подпленочная коррозия; • гальваническая коррозия.

Методы защиты от коррозии:

1. Химические:

- применение химреагентов

2. Физические:

- променение коррозионно-стойких материалов;

- применение защитных покрытий;

- аноная защита.

3. Технологические:

- ограничение водопритока в скважине;

- предотвращение попадания кислорода;

- снижение температуры жидкости;

- исключение закачки в систему ППД воды, зараженной СВБ;

- применение технологических растворов с низкой коррозионной активностью;

- предупреждение смешивания коррозионной продукции с некоррозионной.

Влияние мехпримесей на работу насосного оборудования.

Наличие мехпримесей в добываемой жидкости значительно снижают межремонтный период работы скважин и уменьшают коэффициент подачи и КПД насоса. В связи с этим эффективность борьбы с негативным влиянием мехпримесей на работу ЭЦН и засорением скважин и насосов поверхностным мусором имеет весьма актуальное значение для промысловиков. Основной причиной попадания мусора в скважи­ну с поверхности земли является низкая культура производства при производстве ремонтных и технологических работ. Например, щепки попадают в скважину из-за применения разлохмаченных деревянных прокладок путем прилипания щепок к НКТ и штангам. Источником засорения часто являются также старая краска, полиэтилен, резины и изоленты, фрагменты пластмассовых предметов и растительности.

1. Характер отказов насосного оборудования из-за засорения.

Отказ насосного оборудования в результате засорения рабочих органов штанговых глубинных насосов происходит:

• в результате попадания под клапан посторонних пред­метов и негерметичного закрытия клапана. Это чаще всего происходит с приемным клапаном, чуть реже - с нагнетательным;

• в результате забивания внутреннего сечения плунжера посторонними предметами, АСПО и солями. При этом штан­говая колонна отстает от хода головки балансира СК при ходе вниз, возникают удары траверсы канатной подвески в начале хода вверх;

• из-за попадания в зазор между плунжером и цилиндром насоса мехпримесей: окалины, песка, проппанта, цемента и др.;

• из-за полного забивания фильтра насоса посторонними предметами, АСПО, солями, мехпримесями из пласта.

Отказ УЭЦН из-за засорения рабочих органов происходит гораздо чаще. Как правило, засоряются частично или полностью рабочие колеса и направляющие аппараты первых секций ЭЦН, из-за чего насос начинает работать с низкой про­изводительностью, с вибрацией, что приводит к полному выходу из строя УЭЦН. Это происходит из-за того, что приемная сетка ЭЦН имеет крупные отверстия размером 30x2,5 мм, через которые проходят предметы, застревающие в каналах колес.

ЭЦН часто засоряется и мехпримесями из пласта (проп-пант, сульфид железа, песок, минеральные соли и т.д.

2. Основные источники и пути засорения скважин и насосного оборудования поверхностным мусором и мехпримесями.

Основные пути попадания наземного мусора и грязи в скважину следующие.

• При бурении и освоении новых скважин и боковых ство­лов

• При текущем и капитальном ремонте скважин

• При глушении, технологических промывках и заливках химреагентов.

Мусор попадает в автоцистерну при ремонте, при откачке амбаров, грязной жидкости с мест порывов трубопроводов, канализационных емкостей. После слива этой жидкости, если не производится тщательная промывка и чистка емкости автоцистерны, вместе с жидкостью глу­шения и промывки грязь и мусор попадают в скважину и, в дальнейшем, на фильтр и прием насоса.

Работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

В настоящее время подавляющее большинство эксплуата­ционных скважин бурят кустовым методом, что обуславли­вает проводку наклонно направленных скважин с вертикаль­ным и азимутальным углами искривления. Искривленный профиль скважин в определенной степени оказывает отрица­тельное влияние на межремонтный период работы скважин.

Эксплуатация наклонно-штанговых скважин СШНУ (скважинная штанговая насосная установка) приводит к истиранию насосных штанг и труб с образованием щелей в трубах (а значит, к значительному снижению коэффициента подачи установки), а также к обрыву штанг. Несмотря на то, что интервал спуска насоса, как правило, находится на участке стабилизации или снижения угла наклона, общая кривизна по стволу скважины и особен­но темп изменения кривизны в интервале спуска насоса непо­средственно влияют на наработки насосного оборудования на отказ, снижают МРП скважин и могут приводить к авариям. Как правило, обрываются или отворачиваются шпильки в соединительных элементах насоса. Причиной тому служат по данным анализа следующие факторы:

- некачественное изготовление шпилек, а также монтаж их без пружинных шайб;

- изгиб установки при ее спуске, в результате чего появля­ется остаточная деформация шпилек;

- вибрация установки под действием относительно не­больших по величине изгибающих усилий.

Для устранения последнего фактора важное значение име­ет выбор интервала спуска насоса. Руководством по эксплуа­тации УЭЦН кривизна скважины в зоне работы установок лимитирована. Темп набора кривизны не должен превышать 3 минуты на 10 м глубины.

Одной из причин, снижающих МРП, является разрушение соединительных элементов УЭЦН при работе установки. Причем это явление наблюдается не только в искривленных и наклонно-направленных, но и в вертикальных скважинах.

Факторы, вызывающие полеты установок из-за обрыва шпилек можно систематизировать по направлениям, сгруппировать в следующем порядке:

- конструктивные особенности скважины; - конструктивные особенности УЭЦН; 1- свойства добываемых флюидов;- технологии ремонтных работ и спуско-подъемных опе­раций;- технологический режим откачки.

Основной метод борьбы с отрицательными явлениями – использование на колонне штанг так называемых центраторов. Известно большое количество различных центраторов, которые в принципе делятся на две группы: центраторы скольжения и центраторы качения (роликовые центраторы). Центраторы изготавливаются как из металла, так и из пластических материалов. При установке центраторов на колонне штанг они одновременно выполняют и функцию скребков.