Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними на Сосновском месторождении
Мероприятия по предупреждению и борьбе с асфальто-смолопарафиновыми отложениями (АСПО)
Нефти месторождений Сосновского месторождения повышенной вязкости, высокосмолистые, парафинистые. Высокое содержание в нефти смолопарафиновых фракций, при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения, приводит к отложениям АСПО в подземном и наземном оборудовании, а так же в призабойной зоне пластов.
Основными факторами отложения АСПО в нефтепромысловом и внутрискважинном оборудовании является:
– тепловое состояние призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважин;
– компонентный состав и физико-химические свойства добываемой нефти, и их изменение в процессе разработки месторождения.
– высокое содержание высокомолекулярных углеводородных соединений в нефти и благоприятные температурные условия (Тнас и Тпл) для отложения парафина в оборудовании.
Процесс разработки месторождений сопровождается изменением термодинамических условий залежей и призабойной зоны скважин: возможно разгазирование нефти в условиях эксплуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения, снижение температуры призабойной зоны за счет глушения и обработок скважин и так далее. Это вызывает изменение первоначального теплового режима залежи и приводит к созданию благоприятных условий для кристаллизации парафина.
В существующих условиях эксплуатации залежей нефти на естственном упруго-водонапорном режиме наблюдается отложения парафина на внутрискважинном оборудовании. Удаление АСПО осуществляется периодическим проведением горячих обработок и промывок лифтов скважин растворителями.
|
|
|
Для предупреждения отложений АСПО рекомендуются следующие мероприятия:
1. Дозирование ингибиторов (СНПХ-7843, ФЛЭК ИП-106, и другие) в межтрубное пространство дозировочными насосами в пределах 50-200 г на тонну добываемой жидкости в зависимости от свойств нефти и ее обводненности (подбор индивидуально по скважинам и объектам разработки).
2. Периодические промывки глубинно-насосного оборудования с добавкой растворителей АСПО (ФЛЭК Р017, ФЛЭК Р020) в количестве 500-1000 кг на одну обработку.
3. Применение пластинчатых скребков – центраторов.
4. Не допускается промывка призабойной зоны пресной водой.
5. Пуск-прием шаров в системах внутрипромыслового транспорта нефти.
6. Для глушения скважин рекомендуются специальные жидкости (гидроэмульсионные и на нефтяной основе). Существенное снижение репрессии на призабойную зону скважин путем промывки через НКТ по прямой схеме.
Периодичность мероприятий, дозировка и объёмы внедрения приведены в таблице 2.5.
|
|
|
Мероприятия по предупреждению образований стойких нефтяных эмульсий и борьба с ними
Нефть, извлекаемая на поверхность вместе с пластовой водой, образует стойкие водонефтяные эмульсии. Нефтяные эмульсии бывают двух типов: «вода в нефти» и «нефть в воде». При разработке месторождения, как правило, образуются эмульсии типа «вода в нефти».
Стойкость эмульсии определяется многими факторами, главными из которых являются:
– степень дисперсности дисперсной фазы в дисперсионной среде;
– тип эмульгатора, образующего на поверхности капель воды бронирующие оболочки, прочность которых во времени увеличивается;
– рН эмульгированной пластовой воды;
– наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда;
– температура воды и нефти;
– вязкость эмульсий.
С целью предупреждения образования стойких эмульсий дополнительно рекомендуются следующие мероприятия:
1. Режим эксплуатации скважины и насосного оборудования должен осуществляться при условии наименьшего штуцирования потока;
2. Использование деэмульгаторов (диссолван 4411, 4490, СНПХ-4114, LML+СНПХ-4112), которые устьевыми дозировочными насосами подаются на забой скважины из расчета 60-100 г/т.
|
|
|
Периодичность мероприятий, дозировка и объёмы внедрения приведены в таблице 2.5.
Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией
В процессе эксплуатации внутрискважинное и нефтепромысловое оборудование может подвергаться коррозии, которая обусловлена:
– высокой коррозионной активностью пластовых вод при наличии заколонных перетоков;
– применение высокоагрессивных реагентов для обработки призабойной зоны с целью увеличения продуктивности скважин;
– выделением сероводорода в процессе разработки.
Для уменьшения коррозии эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин необходимо уделять особое внимание качеству крепления скважин с подъемом цемента до устья скважины. В проектах на строительство наклонно-направленных скважин регламентируются параметры искривления ствола скважин (в интервале набора кривизны не более 15°, максимальный наклон ствола не более 40°, максимальное смещение забоя не более 600 м). Для повышения герметичности резьбовых соединений обсадных труб необходимо использовать уплотняющие смазочные материалы.
В период эксплуатации скважины для защиты эксплуатационных колонн должны быть регламентированы геолого-технические мероприятия с использованием высокоагрессивных химических продуктов для обработки призабойной зоны. При закачке реагентов должны предусматриваться меры по снижению их коррозионной активности.
Для борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования рекомендуется применение ингибиторов коррозии: И-2-А, СК-378, Нефтепромхим-3, СНПХ-6301, СНПХ-6014, бактерицид СНПХ-1004, корексит.
Периодичность мероприятий, дозировка и объёмы внедрения приведены в таблице 2.5.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 339; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!