Ознакомление с технологическими процессами
Бурение—это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.
Скважинойназывается цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины (Рисунок 3.1).
Рисунок 3.1. Элементы конструкции скважины
Основные элементы буровой скважины:
· Устье скважины (1) — пересечение трассы скважины с дневной поверхностью;
· Забой скважины (2) — дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу;
· Стенки скважины (3) — боковые поверхности буровой скважины;
· Обсадные колонны (4) — колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.
· Ствол скважины (5) — пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной;
· Ось скважины (6) — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины.
Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, Рисунок 3.2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем Рисунок 3.2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.
Рисунок 3.2. Схема скважины пробуренной сплошным (а) и кольцевым (б) забоем
Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.
По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на (Рисунок 3.3):
• Вертикальнвые;
• Наклонные;
• Прямолинейноискривленные;
• Искривленные;
• Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);
• Сложноискривленные.
Рисунок 3.3. Пространственное расположение скважин
Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин
Технология - это комплекс последовательно выполняемых операций, направленных на достижение определенной цели. Понятно, что осуществить любую технологическую операцию можно только с применением необходимого оборудования. Рассмотрим последовательность выполнения операций при строительстве скважины. Под строительством скважины понимают весь цикл сооружения скважины от начала всех подготовительных операций до демонтажа оборудования.
Подготовительные работы включают в себя планировку площади, установку фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой. Так, в условиях болотистых месторождений Сибири необходимо перед началом бурения сооружать насыпные дамбы (острова), на морских месторождениях - устанавливать платформы.
Монтаж - размещение на подготовительной площадке оборудования буровой установки и его обвязка. В настоящее время в нефтяной промышленности широко практикуется блочный монтаж - строительство крупными блоками, собранными на заводах и доставленными к месту монтажа. Это упрощает и ускоряет монтаж. Монтаж каждого узла заканчивается опробованием его в рабочем режиме.
Бурение скважины - постепенное углубление в толщу земной поверхности до нефтяного пласта с укреплением стенок скважин.
Строительство скважины выполняется по заранее составленному проекту и геолого-техническому наряду документам, которыми следует руководствоваться при строительстве и бурении скважины.
Бурение скважины начинается с закладки шурфа глубиной 2..4 м, в который опускают долото, привинченное к квадрату, подвешенному на талевой системе вышки. Бурение начинают, сообщая вращательное движение квадрату, а следовательно, и долоту с помощью ротора. По мере углубления в породу, долото вместе с квадратом опускается с помощью лебедки. Выбуренная порода выносится промывочной жидкостью, подаваемой насосом к долоту через вертлюг и полый квадрат.
После того как произойдет углубление скважины на длину квадрата, его поднимают из скважины и между ним и долотом устанавливают бурильную трубу.
В процессе углубления возможно разрушение стенок скважин, поэтому их необходимо через определенные интервалы укреплять (обсаживать). Это делают с помощью специально спускаемых обсадных труб, а конструкция скважины приобретает ступенчатый вид. Вверху бурение ведется долотом большого диаметра, затем меньше и т.д.
Количество ступеней определяется глубиной скважины и характеристикой пород. Под конструкцией скважины понимают систему обсадных труб различного диаметра, спускаемых в скважину на различную глубину. Для разных районов конструкции нефтяных скважин различны и определяются следующими требованиями.
- противодействие силам горного давления, стремящимся разрушить скважину;
- сохранение заданного диаметра ствола на всей его протяженности;
- изоляция встречающихся в разрезе скважины горизонтов, содержащих разнородные по химическому составу агенты и исключение их смешивания;
- возможность спуска и эксплуатации различного оборудования;
- возможность длительного контакта с химически агрессивными средами и противодействие высоким давлениям и температурам.
Часть скважины, примыкающая непосредственно к нефтяному пласту, оборудуется фильтром, через него происходит переток нефти из пласта в скважину.
Фильтр - это перфорированная по толщине пласта труба, являющаяся продолжением эксплуатационной колонны, или опускаемая в скважину отдельно. Если пласт сложен прочными породами, фильтр может не устанавливаться.
На месторождениях сооружаются газовые, нагнетательные, пьезометрические скважины, конструкции которых аналогичны нефтяной.
Отдельные элементы конструкции скважины имеют следующее назначение: Направление предотвращает размыв верхних рыхлых пород буровым раствором при забуривание скважины. Кондуктор обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов, используемых для питьевого водоснабжения. Промежуточная колонна спускается для изоляции зон поглощения, перекрытия продуктивных горизонтов с аномальными давлениями. Иногда для изоляции участка ствола в глубоких скважинах спускают часть колонны-хвостовик. Эксплуатационная колонна обеспечивает изоляцию всех, пластов, встречающихся в разрезе месторождения, спуск оборудования и эксплуатацию скважины.
В зависимости от числа обсадных колонн конструкция скважины может быть одноколонной, двухколонной и т.д.
Забой скважины, ее фильтр, является основным элементом колонны, так как непосредственно обеспечивает связь с нефтяным пластом, дренирование пластовой жидкости в заданных пределах, воздействие на пласт с целью интенсификации и регулирования его работы.
Конструкции забоев определяются характеристикой породы. Так в механически устойчивых породах (песчаниках) может выполняться открытый забой. Он обеспечивает полную связь с пластом и принимается за эталон, а показатель эффективности связи-коэффициент гидродинамического совершенства, принимается за единицу. Недостатком такой конструкции является невозможность избирательного вскрытия отдельных пропластков, если они есть, поэтому открытые забои получили ограниченное применение.
Известны конструкции забоев с отдельно спускаемыми, заранее изготовленными фильтрами в полностью вскрытый не обсаженный пласт. Кольцевое пространство между низом обсадной колонны и верхней частью фильтра герметизируется. Отверстия в фильтре выполняются круглыми или щелевидными - ширина 0,8...1,5 мм, длина 50...80 мм. Иногда спускаются фильтры в виде двух труб, полость между которыми заполнена отсортированным гравием. Такие фильтры можно менять по мере их загрязнения.
Наибольшее применение получили фильтры, образованные в перекрывшей нефтяной пласт и зацементированной эксплуатационной колонне. Они упрощают технологию вскрытия, позволяют надежно изолировать отдельные пропластки и воздействовать на них, но эти фильтры имеют и ряд недостатков.
Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта.
3.3. Спуск обсадных колонн и крепление скважин
При различных геологических условиях и разной глубине скважин изменяются количество обсадных колонн и диаметры применяемых долот для бурения. Совокупность расположения обсадных колонн, их диаметров, диаметров стволов скважин, глубин бурения для каждого диаметра долота, глубины спуска обсадных колонн, высоты подъема тампонажного раствора. Для обоснования выбора конструкции служат геологические данные и особенности бурения в этом районе. Конструкцию скважин проектируют по графику совмещенных давлений, на котором четко выделяются зоны с несовместимыми условиями бурения. Конструкцию скважины проектируют сверху вниз (Рисунок 3.4).
Рисунок 3.4. Схема конструкции скважины
Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.
В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.
Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (Рисунок 3.5).
Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами — «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.
В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.
Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (Рисунок 3.6).
Рисунок 3.5. Обсадная труба в скважине
Рисунок 3.6. Схема крепления скважины
Каждая конструкция скважины состоит из ряда обсадных колонн: направления, кондуктора, технических или промежуточных колонн, эксплуатационной колонны. Эксплуатационная колонна является последней обсадной колонной, она спускается от устья до проектной глубины скважины, за исключением случаев, когда продуктивный пласт эксплуатируется открытым забоем. В этих случаях эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного пласта. При современных способах эксплуатации скважин обычно ограничиваются эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, а при высоких дебитах скважин применяют трубы диаметром 168 мм. На устье скважины все обсадные колонны, за исключением направления, для герметизации межколонных пространств обвязываются колонными головками, на которых устанавливается устьевое оборудование для нефтяного месторождения, составляют его эксплуатационный фонд.
В настоящее время добывающие скважины эксплуатируются тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и глубиннонасосным. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются за счет пластовой энергии. Он наиболее экономичен и как правило применяется на начальных стадиях разработки нефтяных месторождений когда добывается безводная нефть. В дальнейшем происходит обводнение скважин закачиваемой в пласты водой, и их дебит резко снижается или фонтанирование их полностью прекращается и они переводятся на один из механизированных способов эксплуатации: газлифтный или глубиннонасосный.
При газлифтном способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают с помощью компрессора углеводородный газ и нефть поднимается на поверхность за счет ее разгазирования в насосно-компрессорных трубах.
При глубиннонасосном способе эксплуатации нефть откачивается из скважин в основном с помощью штанговых или электроцентробежных насосов, опускаемых в скважины на определенную глубину. Реже применяются вибрационные, винтовые, струйные, гидроприводные и другие типы насосов.
3.4. Способы освоения скважин.
Способы вызова притока нефти из пласта
После перфорации проводится освоение скважины,т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
· промывка — замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью — водой или нефтью;
· поршневание (свабирование) — снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.
Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.
Как правило, верхние участки разреза скважины представлены молодыми отложениями, легко размывающимися в процессе бурения промывочной жидкостью. Поэтому бурить скважину начинают после того, как предпримут соответствующие меры против размывания породы под основанием буровой. Для этого бурят шуфт до устойчивых пород (4-8м) и в него спускается обсадная труба, называемая направлением. В пространство между обсадной трубой и стенками шурфа забрасывают бутовой камень и заливают цементный раствор. В верхней части обсадной трубы заранее вырезается окно, из которого во время промывки скважины промывочная жидкость выходит в желобную систему. После установки направления и проведения ряда подготовительных работ перед бурением скважины приступают к бурению скважины до такой глубины, на которой почти всегда присутствуют в верхнем разрезе скважины и в той или иной степени осложняют процесс бурения. Обычно глубина их залегания составляет 50-400м. В целях перекрытия и изоляции этих горизонтов в созданный ствол спускают обсадную колонну, а ее затрубное пространство заливают цементным раствором (до устья скважины). Второй ряд обсадных труб получил название кондуктор.Изолировав кондуктором верхние горизонты, продолжают углубление скважины. Иногда после спуска кондуктора пробурить скважину до проектной глубины не удается из-за прохождения новых осложняющих бурение горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях появляется необходимость в спуске и последующем цементировании третьей промежуточной колонны. После спуска и цементирования промежуточной колонны продолжают бурение. При этом вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. При таком положении спускают и цементируют четвертую обсадную колонну, называемую второй промежуточной колонной.
Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема тем или иным способом нефти от забоя к устью скважины.
Диаметр, скважины по мере углубления ее от интервала к интервалу уменьшается вследствие спуска в нее обсадных колонн.
Диаметр долот, диаметры обсадных колонн, глубины перехода с большого диаметра скважины на меньший, глубины спуска обсадных колонн, высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами составляют понятие конструкции скважины.
На Повховском месторождении скважины все одноколонные, так как спускают направление, кондуктор и эксплуатационную колонну.
Выбор конструкции скважины определяется геологическим и особенностями строения месторождения, видом добываемого продукта, способом эксплуатации, Способом бурения, техникой и технологией бурения.
Схематически конструкция скважины приведена на примере скважины 4059 ( Рисунок 3.7).
Рисунок 3.7. Конструкция скважины.
3.5.Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.
Подземное и устьевое оборудование
Рассмотрим ЭЦН
Погружной электродвигатель – двигатель малого диаметра, маслозаполнен. По типу двигатель асинхронный, с коротко замкнутым секционным ротором. Между секциями ротора – промежуточные подшипники радиальные. Осевые нагрузки воспринимаются гидравлической пятой, расположенной в верхней части двигателя.
Гидрозащита в модульных установках выполнена в виде одной сборочной единицы - протектора. Протектор предназначен для защиты ПЭД от попадания пластовой жидкости, для передачи крутящего момента от двигателя к насосу.
Насос представляет собой набор насосных модульных секций, составленных под необходимый напор для конкретной скважины. Спускается в скважину под расчетный динамический уровень. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен электрокабель. Кабель подземный погружной. Предназначен для подачи электроэнергии погружному электродвигателю.
Входной модуль выполняет функцию впускного коллектора, подающего скважинную жидкость во входное отверстие рабочего колеса. В зависимости от условий в скважине входной модуль может быть выполнен в виде простого переходника с входными отверстиями или в виде газосепаратора. При высоком газовом факторе и при низком давлении в забое скважинная жидкость может содержать значительное количество свободного газа, который может оказывать неблагоприятное воздействие на работу насоса. В таких случаях входной модуль заменяется газосепаратором.
Типовая схема установки погружного центробежного насоса(Рисунок 4.1).
Рисунок 4.1. Установка погружного центробежного насоса:
1 - гидрозащита; 2 – ПЦН; 3 - кабельная линия; 4 - насосно-копрессорные трубы; 5 - обсадная колонна; 6 - оборудование устьевое; 7 - станция управления; 8 - трансформатор; 9 - электродвигатель; 10 – компенсатор.
3.6. Причины образования АСПО
Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) наблюдается на стенках колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и зонах малой скорости потока у штуцеров, муфт и других местах гидравлического сопротивления потоку.
Основной причиной образования парафиноотложений является охлаждение газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой нефти и теплообмена.
Интенсивность парафинизации оборудования зависит от нескольких факторов:наличия высокого газового фактора,физико-химических свойств нефти, низкой продуктивности пластов,наличия слоев многолетнемерзлых пород,темпов обводнения,термодинамических условий залегания.
Интенсивное разгазирование нефти при подъеме к устью скважины влечет за собой понижение температуры. Кроме того, происходит удаление из нефти вместе с газом легких фракций углеводородов, являющихся растворителями парафина.
Основу образующихся отложений составляет кристаллическое вещество -парафин, растворенный в нефти. Чем больше содержание парафина, тем выше температура насыщения нефти парафином, и тем больше вероятность интенсивной парафинизации оборудования. Особенно интенсивен процесс парафиноотложения при большом перепаде температур между забоем и устьем скважины, составляющем 50 - 70 °С и выше. (Таблица 4.1)
Таблица 4.1
Свойства нефти по Повховскому месторождении,
влияющие на характер и интенсивность отложений АСПО.
| Показатели | ||||||
| Динамическая вязкость разгазированной нефти, при 20С, МПа*с | Температура плавления парафина,°С | Содержание парафинов, % | Содержание асфальтенов, % | Содержание смол, % | Газосо- держание, мЗ/т | Давлене насыщения, МПа |
| 7,37-9,4 | 54-56 | 1,62- 2,5 | 1,18- 2,04 | 5,16- 6,4 | 94-133 | 9,18- 12,5 |
В случаях интенсивной добычи нефти текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом. Это вызовет понижение границы разгазирования нефти и дополнительное охлаждение газожидкостного потока в средней части НКТ, вследствие чего интенсификация процесса парафиноотложения увеличивается
Отложение АСПВ на стенках глубинного оборудования, работающих и простаивающих скважин зависит также от материала и качества обработки поверхности труб. Чем более гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее идет выпадение парафина при одинаковых технологических режимах работы скважин.
Наличие в нефти тугоплавких парафинов (церезинов с высокой температурой плавления до 90 °С) и их абсолютное содержание в ней - один из определяющих факторов, обуславливающих сцепляемость парафина с поверхностью НКТ.
Отложение тяжелых компонентов нефти на стенках поровых каналов, приводящее к снижению проницаемости пласта, определяется термодинамическими условиями в призабойной зоне и в первую очередь температурой потока нефти. Как известно, фильтрация жидкости или газа в пористой среде сопровождается изменением температуры. Это изменение температуры пропорционально дебиту скважины, имеет отрицательный знак для газовых скважин и, как правило, положительный для нефтяных. Поэтому, изменяя дебит (или забойное давление) скважины можно регулировать температуру потока, предупреждая выпадение АСПВ.
В случае разработки низкопродуктивных пластов (скважины с дебитами до 40 т/сут.) и незначительной обводненностью (в начальный период) наблюдается запарафинивание промыслового оборудования на глубине от 0 до 800 м.
3.7. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением
В настоящее время в промысловой практике применяются следующие методы защиты оборудования от парафинизации: механические, химические, тепловые, физические, электрические, адгезионные.
Опыт различных методов защиты показывает, что в зависимости от интенсивности процесса, глубины выпадения АСПВ, способа эксплуатации каждый из этих методов имеет свои области применения.
К адгезиозным способам относится применение футерованных труб с защитными покрытиями. В качестве покрытий используют полимерные, эпоксидные и другие материалы. Применение полимерных порошковых материалов позволяет значительно расширить количество защитных покрытий из нерастворимых материалов.
Механические методы очистки НКТ от отложений парафина подразумевают применение скребков различной конструкции.
Химический метод заключается в применении растворителей, депрессаторов и ингибиторов парафиноотложени. Ингибиторы парафиноотложения применяют для предотвращения выпадения АСПВ на стенках НКТ, растворители растворяют парафиновые отложения, депрессаторы снижают температуру застывания нефти.
Физический метод предусматривает применение магнитных активаторов для изменения электромагнитного поля добываемого флюида и тем самым изменяется полярность компонентов нефти за счет чего не образуются крупные соединения углеводородных фракций.
Электрический способ заключается в применении греющих кабелей (ЛЭНов - линейных электронагревателей) для ликвидации парафиновых и гидратных отложений.
Тепловой метод очистки - применение обработок горячей нефтью, водой и продувки паром. Нежелательно нагревать нефть выше 100°С, так как можно повредить колодки кабельного ввода на скважинах, оборудованных УЭЦП.
Оптимальная программа борьбы с парафинизацией оборудования предусматривает применение электрических и тепловых методов защиты. Применение футерованных труб нецелесообразно из-за низких дебитов.
Химический метод не рекомендуется из-за того, что для данных отложений не подобранны эффективные растворители. Из-за высокой стоимости реагентов метод может оказаться неэкономичным.
Поэтому, для парафиногидратных скважин рекомендуются тепловой и электрический методы, в частности, обработки горячей нефтью с помощью парожидкостных генераторов (установки на базе ППУ).
При обводненности продукции выше 30% рекомендуется прогрев НКТгреющим кабелем (ЛЭН), тем самым предупреждается выпадение гидратов и уменьшается вероятность интенсивной парафинизации.
В дальнейшем, когда запарафинивание скважин будет невысоким необходимы профилактические промывки скважин с помощью горячей нефти или горячей воды с добавлением ПАВ. В качестве ПАВ используют ОП-10, неонол, сульфаноли др.
Процесс парафинизации оборудования вызывает серьезные осложнения при добыче нефти. Основной причиной отложения АСПВ на стенках труб является изменение термобарических и гидродинамических параметров течения добываемой жидкости в скважинах.
Главным фактором, влияющих на выпадение парафиновых фракций, растворенных в нефти, являются состав и свойства нефти, газосодержание, наличие многолетнемерзлых пород, основные показатели разработки (дебит и обводненность). Важным параметром, определяющим начало вападания парафина, являются температура насыщения нефти парафином.
Метод определения возможности парафиноотложения в скважине заключается в сопоставлении температуры добываемой жидкости на устье скважин с температурой насыщения нефти парафином. Если температура на устье скважины выше температуры насыщения нефти парафином, то отложения не наблюдаются. Если устьевая температура ниже температуры насыщения нефти парафином, то наблюдается выпадение АСПВ, причем, чем больше разность этих температур, тем интенсивнее идет процесс парафинизации и граница начала отложений находится на большей глубине.
При известных характеристиках скважин можно рассчитать дебит, при котором в стволе скважин происходит выпадение АСПВ. Особенно подвержены скважины с низкими дебитами (до 40 т/сут) и обводненностью (до 30%). С ростом обводненности добываемой продукции интенсивность парафинизации оборудования будет, снижется. Это объясняется тем, что при увеличении обводненности происходит возрастание температуры газонефтяного потока, гидрофилизация поверхности НКТ, что приводит к срыву отложения АСПВ со стенок труб. Наибольшие затруднения возникают в оборудованных штанговыми насосами скважинах, где вследствие отложения парафина резко возрастает гидростатическое сопротивление течению жидкости и перемещению колоны штанг.
Защитные мероприятия на скважинах, именно были закачены ингибитор СНПХ-7214 Р. и растворители ШФЛУ и гексановая фракция.
На основании анализа свойств нефти, основных показателей разработки были проведены расчеты прогнозного количества скважин с АСПВ. Расчеты, проведенные до 2000 года, показали, что прогнозный парафиновый фонд будет увеличиваться до 1993 года и составит 12 % от действующего фонда, затем постепенно начнет убывать. Основной фонд скважин с АСПВ составят вновь вводимые скважины с высокой обводненностью и низкими дебитами. Предложены мероприятия по предупреждению отложений. Для оптимальной работы скважин предлагается расчет суточного количества реагента по формуле
/ 
,
гдеq _ -суточный расход ингибитора, л/сут;
- оптимальная дозировка ингибитора для данного объекта, г/т;
- дебит скважины по нефти, т/сут;
- плотность ингибитора, кг/м 
.
Дата добавления: 2018-06-01; просмотров: 426; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!