Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН" (стр. 3 из 13)

200 - 400 м

- 1700 м

Рис. 1 Схема конструкции скважины:

1 - направление

2 - кондуктор

3 - экс. колонна

Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимостью перекрытия обваливающихся неустойчивых пород и подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривается, применение системы центраторов: наддолотный и надтурбобурный.

Бурение под кондуктор производится после спуска и цементажа направления с глубины - 0 до 300 м. Спуск 245 мм кондуктора на глубину 300 м вызван необходимостью укрепления неустойчивости пород. Подъём цемента за кондуктором до устья.

Спуск - 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья - 1800 м. Подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорное кольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20 скребков в интервалах возможного поступления воды к продуктивной части разреза.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»

Эксплуатационный фонд скважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основные данные по фонду скважин.

Таблица 4

Состояние эксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001г

Расшифровка фонда	Скв.(шт.)	Кэкс %
Эксплуатационный фондв т.ч. а) фонтанныеб) ЭЦНв) ШГН	21101575	314,582,5

Из таблицы видно, что количество скважин эксплуатируемых ШГН - 82,5 %. Установками ЭЦН эксплуатируется 13 % эксплуатируемого фонда. 99,9 % всей добычи нефти извлекается механизированным способом, в том числе ШГН - 72,92 %, УЭЦН - 26,96 %.

Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованным ШГН, составляет 2,36 т/сут, по УЭЦН - 5т/сут.

Средняя обводнённость продукции по скважинам, эксплуатируемым ШГН составляет 49,4 %, по УЭЦН-92,7 %.

Средняя глубина подвески штанговых насосов на девонских скважинах 1250 - 1450 м, на угленосных - 800 - 900 м.

2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании

Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 - 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 - 4 часа.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.

Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.

Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.

Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.

На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общем снижении теплового потока.

Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 41⁰С, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 33⁰С.

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.

В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.

В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 2000-2002 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4-49%, механических примесей до 15 %. Это свидетельствует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.

Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется.

2.3 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности

В НГДУ “ Лениногорскнефть” на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2 % осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепловые и физические методы борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 75 % фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.

Таблица 5

Применение методов борьбы с АСПО на скважинах, оборудованных УШГН

Методы борьбы с АСПО	Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО		Ремонты по причинеАСПО
Всего	% от осложненного фонда с УГШН	Всего	Отношен. ремонт. к соответс фонду
Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО	621	100	81	0,130
1. Применение штанг с наплавленными центраторами,в т.ч. - с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН” с остеклованными НКТ,в т.ч. - с промывками- с магнитными депарафинизаторами- с микробиологическими обработками;	242202143811	39,532,523,01,31,8	2925-5-	0,1200,124-0,625-
- с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН” в комбинации со скребками- центраторами завода “Радиоприбор”,в т.ч. - с промывками;- со скребками- центраторами НГДУ“ ИрН”	14826	2,31,34,2	1-3	0,071-0,115
2. Применение футерованных НКТв т.ч. - с полимерным покрытием DPS БМЗ,в т. ч - с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН”- с промывками ;- остеклованных,в т. ч- с промывками- с магнитными депарафинизаторами- с микробиологическими обработками	32641232228443	52,50,60,20,351,945,70,60,5	45---4531-	0,138---0,1400,0110,250-
Выполнение микробиологических обработок	4	0,6	1	0,250
Использование магнитных депарафинизаторов	2	0,3	2	1,000

2.3.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО