Нефтедобывающие предприятия разрабатывают и осуществляют комплекс организационных и технических мероприятий по борьбе с осложняющими факторами. Эти мероприятия выполняются по двум направлениям:
1. Предупреждение и периодическое устранение (ликвидация) осложняющих факторов.
2. Адаптация промыслового, скважинного оборудования и технологии к работе в условиях воздействия осложняющих факторов.
Цель работы заключается в закреплении теоретических знаний и умений по дисциплине.
Для выполнения поставленной цели необходимо решить задачи:
- определить гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП;
- охарактеризовать особенности борьбы с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;
- рассмотреть механические, тепловые и химические методы предотвращения и очистки скважин и оборудования от АСПО;
- описать методы прогнозирования отложений неорганических солей в нефтяных скважинах;
- выявить особенности борьбы с образовавшимися отложениями солей, способы удаления, использование химреагентов для разрушения солевых осадков.
Гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП
Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смол, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.
Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть обусловлена естественными факторами и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации. Если низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то, прежде всего, необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.
Состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации.
Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
... в скважине. Основные преимущества способа: предотвращается потеря природной энергии залежей нефти в процессе фонтанной эксплуатации скважин; добыча нефти в процессе фонтанирования скважин обеспечивается за счет ранее использованной энергии растворенного газа; энергия гидростатического давления пласта ...
Методика оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает в себя следующие этапы [4]:
1) вызов притока из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до стабилизации значений дебита по жидкости во времени, т.е. Q = f(t);
2) проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;
3) длительное извлечение нефти из пласта (5-30сут) с регулярным отбором проб нефти (5-24 раза в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1 – 3 суток, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная – в течение 10 – 40 суток;
4) гидродинамические исследования для оценки состояния ПЗП, а также анализ и использование результатов ранее выполненных испытаний скважин с целью определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Результаты расчетов покажут, какому состоянию соответствует ПЗП – промежуточной или полной самопроизвольной очистке;
5) выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть:
- интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др.;
- проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу;
- проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;
6) освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.
Для количественной оценки ухудшения свойств ПЗП используют понятие «скин-фактор» и определяют фактический радиус загрязненной зоны пласта. Скин-фактор (S) представляет собой часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с ухудшенными свойствами пласта. Определение скин-фактора (его знака и значения) позволяет решить практические задачи:
- оценить состояние ПЗП скважины в любой момент ее эксплуатации;
- ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;
- планировать ГТМ, направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);
- судить об эффективности ГТМ по значениям скин-фактора, определенным до и после проведения ГТМ.
Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин
К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.
Отложения парафина
В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинивание поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.
Рис. 1.2 Распределение скважин по приводу штангового насоса
... скважинами, из них 13 находятся в эксплуатации и 9 в освоении на нефть. Все пробуренные на залежи 3 скважины были опробованы, что дало основание провести подошву нефтенасыщенного пласта Д4 по ... общих и нефтенасыщенных толщин по воробьевскому горизонту, их изменение по зонам и по пласту в целом приведены в таблице 3.1 [1]. Толщина Наименование Зоны пласта По пласту в целом нефтяная водонефт
Борьба с отложениями парафина введется следующими способами [2]:
1) Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.
2) Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).
3) Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ).
Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти – агрегат депарафинизации передвижной АДН.
4) Химический – впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку – ингибитор ХТ-48.
5) Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).
6) Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),
7) Физический – применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).
Дата добавления: 2019-11-16 ; просмотров: 1664 ;
