17.08.2019 г. Главная arrow Нефть arrow Увеличение нефтеотдачи arrow Новшество в борьбе с отложениями
         
Главное меню
Главная
Новости
Блог
Ссылки
Ленты новостей
Карта сайта
Фото камней
Гостевая
Общая информация
о камнях
походы и сплавы
Кристаллография
Сейсмика
Учебные пособия
Классификации
ювелирная
Словарь Куликова
Популярно о камнях
Камень в природе
Мертвая природа
История камня
Технические
Диковинки
Люди и камни
Тяжелое серебро
Минералог-любитель
Легенды и мифы
Об алмазах
Камни-талисманы
Полезные ископаемые
Нефть
Геология
 
 
Краткие новости
Новшество в борьбе с отложениями Печать E-mail
Автор Administrator   
07.03.2010 г.

Проблема aсфальтосмолопарафиновых отложений беспокоит каждое НГДУ, эксплуатирующее терригенные отложения верхнего девона. Что только уже не делают, чтобы уберечь себя от этой проблемы: и скребки в НКТ спускают, и паром обрабатывают.

Решение этой задачи называют "методами борьбы с АСПО". В НГДУ "Лениногорскнефть" же разработали еще один метод.
Конечно, сегодня нефтяники применяют целый комплекс борьбы с АСПО: во-первых, подбирают и устанавливают режим откачки, обеспечивающий оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока. Во-вторых, применяют скважинные насосы с увеличенным проходным сечением. Затем снижают динамический уровень в скважине, при этом уменьшается отвод тепла от НКТ, поскольку теплопроводность газа в затрубном пространстве намного ниже, чем жидкости. Увеличивают глубину погружения насоса, что повышает температуру на приеме насоса. Применяют дозируемую подачу на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.
В целом применяются четыре метода борьбы с АСПО: химические, физические, применение защитных покрытий и комбинированные. Каждый из методов обладает своими плюсами и минусами. К примеру, при механическом способе использование скребков и скребков-центраторов довольно дешево и эффективно, но в вязкой среде они могут резко снизить свою производительность и увеличить напряжение в штангах, что может привести к образованию в продукции скважины стойких высоковязких эмульсий.
Химический метод - один из самых простых и эффективных, однако использование ингибиторов ограничивается высокой стоимостью реагентов, низкой надежностью дозирующих устройств, а также необходимостью применения новых НКТ. К физическим методам относятся, в первую очередь, тепловые методы – периодическая обработка скважин горячей нефтью с применением специального агрегата, прогрев продукции проходными стационарными электронагревателями, периодический или постоянный прогрев НКТ. Безусловно, главным недостатком метода является малая зона прогрева. Это делает неэффективным самостоятельное применение метода на поздней стадии разработки.
Применение же защитных покрытий может лишь частично решить проблему из-за расширения зоны парафинизации, ее смещения в призабойную зону и в зону насоса.
Еще одна проблема, с которой борются нефтяники - отложение солей. Основными причинами, обуславливающими процесс солеотложения, являются:
- химическая несовместимость различных пластовых рассолов или технических вод и перемешивание попутных вод с прорывными посторонними водами;
- выщелачивание пород коллектора с последующим обогащением промысловых вод осадкообразующими ионами;
- изменение термодинамических условий, имеющих место в существующей системе добычи.
Из известных способов предотвращения отложений неорганических солей в настоящее время наиболее экономически эффективным и доступным в технологическом исполнении является применение химических реагентов.
Специалисты ТТДН НГДУ "Лениногорскнефть" провели анализ осложнений, которые возникли при ремонтах ПРС за 2004 год. Всего отремонтировано 1665 скважин, из которых 60 – из-за осложнений АСПО, 106 – из-за отложений солей (в основном сульфид железа на приеме насоса), 39 - по причине водонефтяной эмульсии. Это приводило к зависанию штанг, заклиниванию плунжера, обрыву штанг, засорению насоса. Отложения солей сульфида железа в клапанах часто объясняется несовместимостью жидкости глушения и пластовой жидкости. И соли образуются, в основном, в первые дни освоения в клапанах ШГН. Парафины преимущественно откладываются в верхней части колонны НКТ. Однако наблюдались ремонты по причине наличия парафина в клапанах насоса. Это, как правило, происходило при промывках без подъема ГНО. Ремонты, причиной которых является наличие эмульсии, можно объяснить тем, что большое количество скважин имеет обводненность 50-70%, при этом за последние 5 лет наблюдается тенденция роста ремонтов по причине ВНЭ. Это приводит к росту нагрузок как на колонну штанг, так и на колонну НКТ. И, как правило, это - причина обрывов штанг, иногда возможны и случаи обрыва НКТ.
Чтобы избежать перечисленных осложнений, в НГДУ внедрялись глубинные дозаторы для внутрискважинной обработки продукции химреагентом. Но они имели ряд недостатков и ограничений в области применения. В настоящее время разработан новый дозатор для подачи реагента на прием насоса с более простой конструкцией. Он состоит из фильтра с форсункой, контейнера, которым служит обыкновенная НКТ, полого поплавка с уплотнительной резинкой и клапана.
Клапан здесь предназначен для предотвращения попадания скважинной жидкости в полость НКТ-контейнера при спуске ГНО с дозатором в скважину. Принцип действия дозатора таков: выдавливание реагента происходит за счет создания разряжения насосом. Резинка на поплавке служит разделителем от смешения пластовой жидкости и реагента. Реагент выходит через форсунку, диаметр отверстия которой равен 3 мм. Добываемая жидкость через фильтр смешивается с реагентом и далее поступает в насос. Вид реагента, заливаемого в контейнер, зависит от вида осложнения (это может быть, например, деэмульгатор, ингибитор солеотложений, МЛ-81 и т.д., т.е. любой реагент, необходимый для данных условий).
Эффективность работы глубинного дозатора можно проследить по химическому анализу выносимой жидкости (определение содержания реагента в добываемой продукции). Кроме того, зная концентрацию реагента в растворе, можно определить продолжительность действия глубинного дозатора (т.е. время работы до полного расхода реагента).
Простота конструкции и эффективность работы дозатора в дальнейшем, по словам разработчиков, позволит охватить весь осложненный фонд. А это в перспективе поможет избавиться от ремонтов, причиной которых являются вышеперечисленные осложнения, а также увеличит МРП скважин. К тому же налицо явная экономия НГДУ на расходе реагента и количестве ПРС. Осенью 2005 года НГДУ "Лениногорскнефть" получило от ФИПС решение о выдаче патента на полезную модель.
Гульназ ЯМИНОВА.

 

Добавить комментарий

:D:lol::-);-)8):-|:-*:oops::sad::cry::o:-?:-x:eek::zzz:P:roll::sigh:
Жирный Цитата


« Пред.   След. »
 
   
         
 
Design by Камни
Rambler's Top100