Осложнения при добыче нефти на Среднеботуобинском НГКМ. Осложнения при добыче нефти


19. Основные осложнения, возникающие при добыче нефти.

Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Кроме того, ломаются, развинчиваются штанги, засоряется арматура; появляются отложения солей, песка; посторонняя вода и т. д.

20. Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа.

  1. Разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок;

  2. Обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

  3. Вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка её;

  4. Чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования; гидратообразование;

  5. Значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

  6. Неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой).

21.Геолого-промысловые исследования скважин в процессе эксплуатации.

Наблюдение за эксплуатацией скважин сводится к систематическому замеру дебитов газа и жидкости и содержания воды в добываемой жидкости (нефть + вода) не реже 3 раз в месяц и к замеру забойных и пластовых давлений не реже одного раза в квартал во всех фонтанных, пьезометрических, контрольных и простаивающих скважинах.

Замеры дебитов газа, нефти и воды необходимы для учёта добычи и для изучения коллекторских свойств пластов, анализа разработки, планирования добычи и для подсчёта запасов нефти и газа.

22. Понятие о гидродинамических методах исследования скважин, получаемые параметры.

Основной целью исследования скважин является определение потенциально возможного дебита нефти и проницаемости коллектора.

  1. метод пробных откачек или неустановившихся отборов;

Заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины с одновременным замером дебита и забойного давления, после того, как в скважине устанавливается приток при каждом новом режиме её работы. Ряд таких замеров позволяет определить зависимость дебита от забойного давления;

  1. метод восстановления давления;

Основан на законах упругого распределения давления в пласте после остановки скважины; замеряется изменение давления каждую минуту дифференциальным манометром; определяется коэффициент проницаемости.

23. Увеличение производительности добывающей скважины.

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят, главным образом, от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приёмистость её, и наоборот.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твёрдых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Рассмотрим некоторые виды воздействия.

а) кислотные обработки скважин;

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

б) гидравлический разрыв пласта;

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов:

закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

закачка жидкости-песконосителя;

закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

в) гидропескоструйная перфорация скважин;

Кроме перфорации скважин, этот метод применяют для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом (вместо пулевой или кумулятивной перфорации), при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.

г) виброобработка забоев скважин;

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

д) разрыв пласта давлением пороховых газов;

Этот метод основан на образовании трещин в горной породе за счёт энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

е) торпедирование скважин;

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

ж) тепловое воздействие на призабойную зону скважин;

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола.

studfiles.net

Осложнения при добыче нефти Осложняющие факторы Эксплуатация

Осложнения при добыче нефти

Осложняющие факторы Эксплуатация скважин в условиях ОАО «Татнефть» может быть осложнена: • отложением асфальто-смоло-парафинистых веществ, • солей, • влиянием коррозионно-активной среды, • выносом механических примесей, • образованием высоковязких эмульсий в обводненных скважинах, • кривизной ствола скважин.

• Пласт - призабойная зона – скважина – система нефтесбора представляют собой единую нефтедобывающую систему, сложность функционирования которой связана не только с изменением термобарических условий, но и с фазовыми превращениями. Кроме того, в отдельных подсистемах протекают сложные физические явления, существенно меняющие законы работы взаимосвязанных подсистем.

Блок-схема формирования органических отложений в нефтедобывающей системе • Мж 1, Мж 2, Мж 3, Мж 4 - жидкая фаза; • Мтв 1, Мтв 2, Мтв 3 -твердая фаза, • Мг 1 Мг 2 Мг 3 Мг 4 газообразная фаза, соответственно, при условиях пласта Тпл, Рпл; призабойной зоны Тпз, Рпз; скважины Тскв, Рскв; системы нефтесбора. Тсб Рсб. Пласт Призабойная зона добывающей скважины Мж 2, Мтв 2 Тпз, Рпз Мж 1 Тпл, Рпл Добывающая скважина Мж 3, Мг 3, Мтв 3 Тскв, Рскв Система нефтесбора Мж 4, Мг 4, Мтв 4 Тсб, Рсб

• Работоспособность любой системы зависит не только от структуры системы, но и взаимосвязей и взаимовлияний системы на надсистему, окружающую среду, системы на подсистемы и от обратного влияния. Отсутствие учета таких влияний при внедрении технологий может не только отрицательно сказаться на работоспособности системы, но и влиять на внешнюю среду.

• при планировании и реализации технологий борьбы с осложнениями необходимо внедрение системного подхода, предусматривающего анализ и оценку технологий с точки зрения негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом. Необходима оценка возможных последствий применения технологий увеличения нефтеотдачи пласта, интенсификации добычи, технологий эксплуатации скважин на появление осложнений в технологических процессах эксплуатации скважин.

Фонд действующих нефтяных скважин Количество осложнённых скважин Количество и удельный вес скважин с осложнениями Органические отложения Отложен ия гипса Отложения неорганических солей и коррозия Образование внутрискважинной эмульсии НГДУ «Краснохолмскнефть» 4769 1356 545 323 156 472 28, 4% 11, 4% 6, 8% 3, 3% 9, 9% Уфимская группа месторождений 959 274 169 19 34 51 28, 6% 17, 6% 2, 0% 3, 5% 5, 3% 80 145 3, 6% 6, 5% НГДУ «Чекмагушнефть» 2238 435 225 19, 4% 10, 1% 0, 0% НГДУ «Туймазанефть» 2633 723 388 26 22 285 27, 5% 14, 7% 1, 0% 0, 8% 10, 8% ОАО АНК «Башнефть» 16670 4457 2176 458 610 1410 26, 7% 13, 1% 2, 7% 3, 7% 8, 5%

present5.com

Осложнения при добыче нефти — реферат

Воздействие многократно чередующимися репрессиями

В момент мгно­венного снижения давления или его восстановления происходит сле­дующее:

- возникают высокие градиенты давления, направленные либо из пласта в скважину, либо из скважины в пласт;

- высокие градиенты давления из пласта в скважину совпадают практи­чески во времени со снятием давления на забой, а, следовательно, с отсут­ствием сил, прижимающих дисперсную фазу к скелету породы либо к трещинам в пласте, что облегчает вынос частиц в скважину;

- высокий градиент давления из скважины в пласт позволяет изменять положение застрявших частиц в перегибах пор либо в извилистых трещи­нах, что при последующем снижении давления облегчает их вынос в сква­жину;

- максимальный градиент давления возникает на расстоянии 1,05 — 1,07 радиуса скважины;

- в прискважинной зоне пласта возникают градиенты скоростей рас­пространения депрессионной воронки между скелетом пласта, дисперсной фазой и пластовым флюидом.

При мгновенной смене давлений в скважине меняется напряженно-деформированное состояние из-за смены радиального и кольцевого напря­жений, что способствует раскрытию трещин либо их распространению в сторону пласта.

Теоретически представляется возможным быстрейшее восстановление фильтрационной способности пород путем воздействия на призабойную зону пласта циклически повторяющимися переменными давлениями, по­средством чередования резко создаваемых глубоких депрессий и их вы­равнивания до пластового давления или депрессий с репрессиями.

 

Вопрос №3. Осложнения при добыче нефти

Из всех возможных осложнений, которые могут возникнуть при добыче нефти, особо выделяются три: отказ оборудования, проблемы со скважиной и утилизация соленой воды. Иногда эти проблемы могут потребовать капитального ремонта скважины.

Отказ оборудования

Отказ оборудования — пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче (поломка штанг, отказ глубинного насоса, вызванный чаще всего физическим износом одной или нескольких подвижных деталей насоса, трещина из-за коррозии или механических напряжений в насосно-компрессорной колонне, при газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов).

Проблемы в скважине

Пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозия — типичные проблемы в скважине.Пескообразование

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то, что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Повреждение пласта

Это типичное затруднение наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти.   Парафин

Отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах — это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твердом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже.    Эмульсии нефти в воде

В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию, не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой, поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого. Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Так как химический состав сырой нефти меняется на разных месторождениях, различается также и природа химикатов, используемых для разрушения эмульсий.    Коррозия

Коррозия — одна из наиболее дорогостоящих проблем, поражающих нефтяную скважину. Соленая вода, извлекаемая вместе с нефтью, обладает высокой коррозионной агрессивностью, и большая часть нефтей содержит различное количество сероводорода, который тоже вызывает коррозию. Антикоррозионные меры — введение химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, а также использование специальных сплавов и труб с цементным покрытием.

Утилизация соленой воды

Утилизация соленой воды, извлекаемой вместе с нефтью, может быть очень дорогостоящей. Соленую воду нельзя спускать в наземные реки и водоемы, потому что это губительно для растений и животных. Наиболее обычный способ утилизации соленой воды — закачка в скважины, специально пробуренные для этой цели.

Капитальный ремонт скважины

Капитальный ремонт — самая большая ремонтная операция, которая иногда нужна для поддержания максимального уровня добычи нефти. Если, например, скважина начинает выдавать избыточное количество соленой воды, над скважиной устанавливается вышка для капитального ремонта, очень похожая на буровую, но несколько меньшего размера, — и начинаются операции по сокращению выхода соленой воды.

Сперва необходимо «заглушить» скважину некоей жидкостью, например буровым раствором, соленой водой, нефтью или, возможно, специальным ремонтным раствором, имеющим достаточное гидростатическое давление, чтобы противодействовать давлению пласта, когда скважина заполнена жидкостью. Если рассол поступает через нижнюю часть коллектора, принято нагнетать цемент в перфорационный канал с помощью нагнетателя низкого или высокого давления.

При использовании метода нагнетания цемента под высоким давлением на дно насосно-компрессорной колонны опускается специальный пакер, защищающий обсадную трубу и другое оборудование устья скважины. Если используется метод цементирования при низком давлении ,то пакер не нужен, так как используемое давление не будет превышать рабочее давление на устье скважины и в обсадной колонне. После схватывания цемента может возникнуть необходимость высверлить цемент из обсадной трубы и заново отперфорировать ее соответствующим образом, так как цемент закупорит старую перфорацию.

Если скважина характеризуется избыточным поступлением газа, то, возможно, его можно сократить таким же способом вторичного цементирования и повторной перфорации. Если в скважине более одного продуктивного уровня и нижний уровень истощился, применяют заглушку перед более высоким уровнем. Обсадную трубу заглушают с помощью цементной пробки или пакер-пробкой — механического приспособления, которое ставится в обсадной трубе, чтобы эффективно отсечь добычу ниже точки, на которой она установлена. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

1. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. – М.: Недра, 1974. – 376 с.

2. Минеев Б.П. , Сидоров Н.А. -  Практическое руководство по испытанию скважин. -  М. : Недра, 1981. - 280 с.

3. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М., Недра, 1987.-309с.

4. Сайт http://www.barrell.ru/complication/

1

 

freepapers.ru

Осложнения при добыче нефти на Среднеботуобинском НГКМ

Основной объект разработки АО «РНГ» – восточные блоки Среднеботуобинского НГКМ – расположены на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия) и представлены терригенно-карбонатными отложениями венда с эффективными толщинами горизонта от 9 до 30 метров. Освоение скважин месторождения, осложненных высоким газовым фактором, наличием солеотложений и АСПО, осуществляется при помощи установок ЭЦН-30, ЭЦН-59, а также «конусных установок» (ЭЦН-59/30), эксплуатируемых в различных режимах с использованием станций управления с частотно регулируемым приводом (СУ ЧРП). Применяются реагенты для борьбы с осложнениями.

В ходе проведенных испытаний СУ ЧРП показали наибольшую эффективность и работоспособность в условиях Среднеботуобинского НГКМ. Наряду с этим в 2017 году на нескольких лицензионных участках планируется внедрение УЭЦН с подпорным насосом и хвостовиком, предназначенных для интенсивного отбора застойной жидкости и тяжелой воды непосредственно из зоны перфорации пласта, с последующей интенсификацией притока жидкости и стабилизацией потока жидкости с высоким газовым фактором.

04.06.2017 Инженерная практика №03/2017 Калинин Евгений Михайлович Начальник отдела добычи нефти и газа АО «РНГ»

Компания «РНГ» разрабатывает восточные блоки Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения в Восточной Сибири. В административном отношении рассматриваемый лицензионный участок расположен на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия). Фонд скважин АО «РНГ» представлен преимущественно нефтедобывающими скважинами с максимальным расчетным дебитом 45 т/сутки. С точки зрения геологии разрабатываемые блоки характеризуются наличием терригенно-карбонатных отложений венда с эффективными толщинами горизонта от 9 до 30 метров (рис. 1).

Рис. 1. Основные геологические характеристики восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ

Одну из наиболее сложных проблем при освоении восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ представляет транспортное сообщение с объектами разработки, которое обеспечивается автомобильным и воздушным видами транспорта. Общая протяженность автодорог в Мирнинском районе составляет около 4 тыс. км, из которых только 30% могут эксплуатироваться круглогодично, тогда как остальные 70% представляют собой автозимники. Из рис. 2 видно, что сначала все промысловое оборудование и материалы поступают в г. Усть-Кут, откуда в период с декабря по март направляется по автозимнику в г. Мирный и оттуда – непосредственно на сам промысел. В летние месяцы и в сентябре обеспечение осуществляется речным транспортом (баржами) до порта в г. Ленске, после чего необходимое оборудование завозится на месторождение при помощи автотранспорта.

Рис. 2. Схема транспортного сообщения со Среднеботуобинским НГКМ

В настоящее время в восточной части Среднеботуобинского месторождения планируется строительство нефтепровода, который свяжет лицензионный участок с трубопроводом ВСТО в районе г. Ленска. Протяженность нефтепровода составит порядка 190 км, диаметр – 325 мм, производительность – 1,8 млн т/год.

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН СРЕДНЕБОТУОБИНСКОГО НГКМ

Освоение скважин Среднеботуобинского НГКМ ведется с помощью установок электроцентробежных насосов. Для подбора оптимального режима работы скважин используются станции управления с частотным приводом, а также различные конструкции компоновок ГНО (рис. 3). В частности, мы применяем установки ЭЦН-30-1800, ЭЦН-59-1700 и так называемые «конусные установки» ЭЦН-59/30-1800, в которых в качестве нижней секции насоса служит ЭЦН-59, средней и верхней – ЭЦН-30.

Рис. 3. Расчетная характеристика работы УЭЦН в скважинах Среднеботуобинского НГКМ

Основные виды осложнений, выявленные на данном этапе освоения, включают высокий газовый фактор («газовые шапки»), высокое влагосодержание с образованием гидратов, наличие мерзлых грунтов толщиной до 60 м, высокое содержание солей (до 30 г/л) и незначительное количество парафиновых отложений (рис. 4).

В табл. 1 и 2 представлены основные характеристики работы ГНО в скважинах с условными номерами 1 и 2 Среднеботуобинского НГКМ. Видно, что при использовании установки ЭЦН-30-1800 с открытым пробоотборником скважина № 1 работает нестабильно, средний дебит составляет всего 8-12 м3/сутки. ГНО эксплуатируется при низких температурах и охлаждается газом. Срыва подачи и перегрева оборудования не происходит, тем не менее, долго в таком режиме установка работать не сможет.

Таблица 1. Характеристики работы ГНО в скважине №1 Среднеботуобинского НГКМТаблица 2. Характеристики работы ГНО в скважине №2 Среднеботуобинского НГКМ

На этом фоне достаточно неплохо себя зарекомендовала установка ЭЦН-59-1700: дебит скважины №1 превысил 70 м3/сут, но при этом существенно увеличилась обводненность. Оптимальный режим работы ГНО в скважине был достигнут при использовании «конусных установок» ЭЦН-59/30-1720 со средним дебитом жидкости 35-38 м3/сутки.

В скважину №2 также была спущена «конусная установка» ЭЦН-59/30. В данном случае основная проблема заключалась в наличии высокого давления (до 81 атм), что приводило к фонтанированию скважины. К моменту подготовки настоящей статьи проблему удалось решить, и на данный момент диапазон давлений составляет примерно 38-45 атмосфер.

В ходе эксплуатации скважины №2 фонтанным способом в периодическом режиме (с дебитом 10-15 м3/сут и обводненностью 15-20%) в течение года неоднократно проводились горячие обработки. При постановке бригады для спуска ЭЦН на стенках НКТ были обнаружены парафиновые отложения. Содержание асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в нефти составляло 1,8-2%, хотя на остальном фонде скважин явных признаков АСПО до этого выявлено не было (рис. 4). Для устранения проблемы было решено использовать растворитель АСПО, подобранный специально под заданные условия эксплуатации.

Рис. 4. Асфальтосмолопарафиновые отложения на стенках НКТ скважины №2 Среднеботуобинского НГКМ

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Удаленность Среднеботуобинского НГКМ, высокая стоимость и сложность транспортной логистики делают ремонт и расследование причин отказов установок нерентабельными, поэтому в нашем случае дешевле осуществлять замену вышедшего из строя оборудования на новое.

Промышленная добыча нефти на месторождении начнется в 2018 году, в соответствии с программой освоения к концу года эксплуатационный фонд скважин составит порядка 40 единиц.

Также в планах приступить к внедрению УЭЦН с подпорным насосом и хвостовиком, предназначенных для интенсивного отбора застойной жидкости и тяжелой воды непосредственно из зоны перфорации пласта, с последующей интенсификацией притока жидкости и стабилизацией потока жидкости с высоким газовым фактором.

glavteh.ru

Осложнения при добыче нефти — реферат



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

1.      Вопрос №1. Технологические режимы работы газовых скважин               3

2.      Вопрос №2. Гидромеханические методы воздействия на ПЗП                   7

3.      Вопрос №3. Осложнения при добыче нефти                                                 9

Список литературы                                                                                         12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вопрос №1. Технологические режимы работы газовых скважин 

Технологическим режимом работы газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Технологический режим  работы газовых скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная),  начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного оборудования и приборов.

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин:

1)  Режим постоянного градиента на забое скважины 

Режим постоянного градиента характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежании этого скважину следует эксплуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого. При определении допустимого градиента надо учитывать следующие особенности.

На месторождениях с рыхлыми коллекторами в ряде случаев из-за неправильного выбора глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб отсутствие выхода песка на поверхность ещё не является подтверждением правильности выбора величины градиента. Кроме того, разрушение пласта при величине градиента, превышающего его допустимое значение, при котором не происходит разрушения, не является столь опасным, как это кажется на первый взгляд, так как для каждого значения заданного градиента существует область возможного разрушения, что приводит при значениях градиентов, превышающих допустимую величину, вначале к интенсивному выносу песка с последующему снижению его количества. Для заданной устойчивости коллектора нетрудно определять радиус зоны разрушения для различных величин градиента на забое.

При установлении технологического режима работы скважин по разрушению коллекторов, как правило, отсутствуют данные, позволяющие оценить устойчивость коллекторов. Поэтому необоснованная величина градиента давления приводит к большим погрешностям и, следовательно, либо к искусственному занижению производительности скважин, либо к накоплению песчано-глинистых пробок против продуктивного интервала.

 

 

2)  Режим постоянной депрессии на пласт (∆Р = рпл-рз = const) 

 Режим постоянной депрессии устанавливается при различных факторах, к которым относятся: близость подошвенной и контурной воды; деформация  коллектора при  значительных депрессиях; условия смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.

В отличие от режима постоянного градиента, ограничиваемого величиной устойчивости пород к разрушению, пределы, ограничивающие величину депрессии, могут быть определены аналитическим путём независимо от того, по какому из факторов (подошвенная или контурная вода, деформация пласта, гидраты и так далее) выбирается постоянная депрессия. Кроме того, в отличие от режима постоянного градиента режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов (подошвенная или контурная вода, гидраты  др.) является переменной величиной в процессе разработки. Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Но так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение ГВК являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии на пласт является функцией времени в процессе разработки. Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена, исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабопеременной величиной во времени и её можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение депрессии приведёт в этом случае не к существенным осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности скважин.

В целом режим постоянной депрессии несущественно отличается от режима постоянного градиента, и расчет основных показателей практически одинаков. В ряде случаев допустимая депрессия на скважинах устанавливается с самого начала с целью получения максимально возможного дебита. Иногда предельно допустимая депрессия хотя и устанавливается с самого начала эксплуатации, но достигается в процессе разработки, что связано с конструкцией скважин, устьевыми условиями и так далее. Этот случай близок к режиму постоянного дебита.

3)                 Режим постоянного забойного давления (рз=const)

Данный режим встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее его снижение нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений. В отличие от предыдущих режимов  режим постоянного забойного давления является наихудшим вариантом с точки зрения темпа снижения производительности скважин.

Эксплуатация  газовых скважин  на режиме при рз=const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, из-за чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения.  Режим постоянного забойного давления является временным (особенно при наличии газового режима залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.

4) Режим постоянного дебита (Q = const) 

Этот режим наиболее выгоден, если величина дебита при этом соответствует максимальным способностям пласта и скважины. Режим постоянного дебита устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока. Это практически возможно для  крепких коллекторов до достижения определённой величины градиента на забое или величины устьевого или забойного давлений при заданной конструкции скважины  и системы сбора, осушки и очистки газа. Режим постоянного дебита на определённой стадии разработки, особенно вначале, может быть установлен при наличии коррозии забойного оборудования и насосно-компрессорных труб, наличия жидкостных или песчаных пробок и так далее. Величина дебита при этом режиме устанавливается темпом (скоростью) коррозии, пропускной способностью забойного оборудования, скоростью потока, обеспечивающей вынос жидкости и твердых частиц, потенциальной отдачей пласта и наземными условиями.

Дебит выбирают  с таким расчётом, чтобы не наблюдалось опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте и с течением времени она достигает значительной величины. При достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо для скважины устанавливать другой технологический режим, при котором не произойдет осложнений.

5) Режим постоянной скорости фильтрации на забое

Этот режим применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя  и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Данный режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации. Если режим постоянного дебита отчасти соответствует конструкции скважины, то режим постоянной скорости фильтрации в полной мере относится  к призабойной зоне пласта, точнее, к стенке скважины.

6) Режим постоянного градиента по оси скважины 

Указанный режим применяется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды.

7) Режим постоянной скорости газа на устье

Если в составе пластового газа имеются компоненты, вызывающие коррозию колонны НКТ и оборудования устья скважины (СО2, кислоты жирного ряда), фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Экспериментально установлено, что при скорости газового потока меньше 11 м/с линейная скорость коррозии, обусловленной наличием СО2 не превышает 0,1 мм/год.

Для поддержания заданного условия отбора газа на забое или устье скважины во время эксплуатации необходимо на головке скважины при индивидуальном регулировании или на групповом пункте сбора и подготовки газа при групповом методе регулирования скважин изменять дебит или давление газа в соответствии с расчетом.

Изменение дебита (давления) осуществляется при помощи различных технических средств:

1) нерегулируемыми штуцерами постоянного или переменного диаметра;

2) регулируемыми штуцерами;

3) регуляторами давления;

4) расширительными машинами.

Следует отметить, что режим постоянной скорости потока  на устье приводит к резкому снижению дебита скважины. Выбор более эффективного технологического режима при наличии агрессивных компонент связан с необходимостью применения труб с коррозийно-стойким покрытием, бурением скважин большого диаметра (с целью замены фонтанных труб на трубы большего диаметра в процессе разработки), а также использованием ингибиторов коррозии.

В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидратообразования технологический режим, обусловленный определённой скоростью на устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому при необходимости выбора режима с постоянной скоростью потока необходимо проверять возможность образования гидратов и пробок в стволе скважины.

Вопрос №2. Гидромеханические методы воздействия на ПЗП

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин – применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Щелевая разгрузка пласта

На основании современных представлений теоретической геомеханики прискважинной зоны продуктивного пласта после бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится при помощи гидропескоструйной перфорации за счет фиксированного перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта. В процессе работы вдоль оси скважины по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность продуктивного пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая - диаметр скважины, длиной - 7-10 диаметров скважины.

Создаваемые щели преобразуют кольцевые сжимающие напряжения в прискважинной зоне в растягивающие напряжения. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, обеспечивающей улучшение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Резка абразивной жидкостью

Абразивные жидкости используются в бурении и гидромеханической резке уже многие годы. При абразивном бурении отверстие получается ровным, к тому же оно не засоряется обломками горных пород. В результате насыщенная песком жидкость свободно проходит сквозь цементные пробки, загрязненные зоны пласта и глинистые корки, проникая в невскрытые участки пласта. Благодаря набранной скорости, абразивная жидкость попадает в многочисленные пласты коллектора, создавая множество новых проходов. Выбирая оптимальное направление бурения, можно проводить недорогое стимулирование с помощью обычных методов перфорации. Поэтому, как альтернатива традиционному гидроразрыву, направленное абразивное бурение может использоваться, прежде всего, для расширения естественных природных трещин и создания новых

freepapers.ru

Осложнения в добыче нефти и борьба с ними, страница 3

Таблица 1

Ингибитор

Степень ингибирования при массовой концентрации ингибитора, %

0,02

0,05

0,1

Нефть Приобского месторождения

СНПХ-7215

55,4

59,2

62,1

СНПХ-7843

27,3

32,3

42,1

ТНПХ-1А

48,2

50,1

54,2

ХТ-48

42,9

43,7

47,4

Нефть Правдинского месторождения

СНПХ-7215

46,5

57,5

74,7

СНПХ-7843

19,1

31,9

53,3

ТНПХ-1А

42,6

46,6

57,8

ХТ-48

14,5

24,6

49,2

Нефть Южно-Сургутского месторождения

СНПХ-7215

20,6

34,7

52,1

СНПХ-7843

13,7

25,1

38,8

ТНПХ-1А

34,9

41,3

45,9

ХТ-48

7,2

20,9

47,6

Эффективность ингибиторов существенно зависит от выбора объекта. Практика показала, что применение некоторых химических реагентов на отледьных месторождениях позволяет достичь полного предупреждения отложения парафина. На других месторождениях данные реагенты незначительно влияют на интенсивность отложения парафина. В этой связи необходимы расширение и систематизация работ, направленных на разработку и апробацию новых, доступных, ингибирующих отложения парафина, композиций:

диспергаторов,

модификаторов,

смачивателей,

депрессаторов.

Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться конкретный способ депарафинизации, однако предпочтение следует отдавать методам предупреждения отложений.

Причем для каждого конкретного объекта необходимо изучение условий образования отложений, состава и свойств АСПВ, что позволяет разработать оптимальные методы борьбы.

Во ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» проводятся исследования по разработке эффективных ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений исходя из доступных, недорогих и имеющих широкую сырьевую базу отходов и полуфабрикатов предприятий нефтехимии и нефтепереработки. На основе анализа продукции большого числа предприятий выявлено, что наиболее перспективными являются азот- и кислородсодержащие соединения, находящиеся в крупнотоннажных отходах Уфимского ПО «Химпром», Стерлитамакского ПО «Каустик», ПО «Салаватнефтеоргсинтез», высокомолекулярные углеводородные соединения, являющиеся отходами и полупродуктами нефтеперерабатывающих заводов. Так, аминированием хлорированных парафинов Уфимского ПО «Химпром» синтезированы ингибиторы коррозии, степень ингибирования которых, по результатам лабораторных исследований, превышает эффективность серийных образцов. На основе тяжелых остатков переработки нефти и отходов производства гербицида «ленацил» Уфимского ПО «Химпром» получены композиционные ингибиторы парафиноотложений. Они прошли лабораторную проверку на модельных смесях (керосин ОС-10 и парафин «ч» ТУ 6-09-3637-73), показавшую, что некоторые реагенты не уступают, а иногда превышают эффективность промышленных ингибиторов.

Установлена возможность создания эффективных и доступных ингибиторов солеотложения на основе отходов динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б). Ведутся исследования по созданию смесевых композиций на основе соляной кислоты и ингибирующих реагентов, что позволяет комплексно подойти к решению проблемы солеотложения, т.е. обеспечить удаление уже сформировавшихся осадков и предотвратить их образование.

Таким образом, несмотря на значительные затраты на борьбу с коррозионным разрушением нефтепромыслового оборудования, отложениями АСПВ и неорганических веществ, проблема борьбы с осложнениями в добыче нефти в АО «Юганскнефтегаз» остается актуальной. В этой связи очевидна экономическая целесообразность поиска новых, более эффективных, дешевых и доступных ингибиторов, причем наиболее предпочтительно использовать для их производства полупродукты и отходы нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических предприятий.

Список литературы

1.  Кузнецов Н.П. Обнаружение солеотложений при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. – 1988. - №1. – С. 58-69.

2.  Потапов С.С., Кузнецов Н.П. Взаимосвязь процессов солеотложений и коррозии при добыче обводненной нефти // Нефтяное хозяйство. – 1990. - №8. – С. 59-61.

vunivere.ru

Борьба с осложнениями при добыче нефти

главная страница Рефераты Курсовые работы текст файлы добавьте реферат (спасибо :)Продать работу

Поиск видеоВидео "Борьба с осложнениями при добыче нефти" Видео-ролик: Борьба с осложнениями при добыче нефтиВидео-ролик: Экологические риски при добыче нефти в Каспийском мореВидео-ролик: Рустам Минниханов о добыче нефти в ТатарстанеВидео-ролик: Государство снизит налоговую по добыче нефтиВидео-ролик: Masterforex-V: кто в лидерах по добыче нефти в мире?

Также можно почитать текст на эту тему:

  • География нефти
  • Экономико географическая характеристика размещения месторождений нефти. Российской Федерации. География нефтедобывающей промышленности РФ. Главные районы нефтедобычи и их удельный вес в общероссийской добыче.
  • Предупреждение отложений и эмульсеобразования в нефтегазодобывающих скважинах
  • Асфальтосмолопарафиновые отложения в насосно-компрессорных трубах. Солеотложение 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.
  • Определение коэффициента продуктивности скважин
  • Продуктивность это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти
  • Антропогенное загрязнение гидросферы
  • Распространенный вид загрязнения нефтяное загрязнение при транспортировке и добыче нефти. Загрязнение гидросферы происходит, прежде всего, в результате сброса в реки, озера и моря промышленных, сельскохозяйственных и бытовых сточных вод.
  • Краткая история нефти
  • Доля нефти в общем потреблении энергоресурсов. Физические и химический свойства углеводородный и элементный состав нефти ее классификация и применение герология и очистка. Исторические сведения о нефти развитие учения о нефти и нефтепереработке.
  • Биодеградация нефти
  • Биодеградация нефти. Влияние засоленности на биодеградацию нефти и биопродуктивность. Особенности биодеградации нефти в различных грунтах. Добыча нефти, транспорт и переработка ее часто связаны с утечкой углеводородов, что приводит к ухудшению экологической ситуации.
  • Некоторые проблемы неотложной помощи при заболевании почек
  • Клинические нарушения при воспалении почечной паренхимы в сочетании с микробной инфекцией. Клиническая картина острого пиелонефрита лечение и прогноз. Неотложная помощь при мочекаменной болезни и проблемах связанных с осложнениями при пересадке почек.
  • Геохимические и гидрогеологические исследования при поисках нефти
  • Геохимические и гидрогеологические исследования при поисках нефти. Почему пустеют подземные сосуды. Вы обратили внимание, сколько геофизических методов имеют на вооружении нефтеразведчики Действительно, много. Однако, ни один из методов не дает стопроцентного указания на присутствие нефти.

    www.coolreferat.com