Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 11 )

158,98 < 1600

Требуемая мощность электродвигателя:

(2.18)

По расчету можно принять двигатель:

АОП-41-4 Номин. мощн. 1,7 кВт,  КПД 81%.

Таким образом, проектируемые оптимальные технико-технологические параметры скважины 102 и ее оборудования для заданного дебита, равного  27 м3/сут являются следующими:

1. Эксплуатация скважины – непрерывная,

2. Станок-качалка – СК4-2,1-1600,

3. Колонна штанг одноступенчатая - dшт. = 19 мм; Lшт. = 1195 м,

4. Диаметр насоса – dнас. = 57 мм,

5. Длина хода полированного штока – S = 0,9 м,

6. Число качаний головки балансира – n = 9 качаний в минуту,

7. Мощность электродвигателя – N = 1,7 кВт (АОП-41-4), КПД 81%,

8. Глубина спуска насоса в скважине – Hс. н. = 1195 м (хвостовик отсутствует),

9. Динамический уровень в скважине – Hд. = 574 м.

2.11 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбе с ними

В процессе разработки Красногородецкого месторождения при использовании механической добычи нефти наблюдаются следующие осложнения:

выпадение АСПО в НКТ и насосных установках; отложение солей в подъемном и наземном оборудовании.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО)

Нефти продуктивных пластов Красногородецкого месторождения отличаются повышенным содержанием парафинов, смол и асфальтенов. Поэтому при механизированной добыче нефти возможно выделение АСПО. Наиболее выделению АСПО подвержены скважины пластов В-1 и Б-2, , нефть которых содержит значительную долю тяжелых компонентов: парафинов – 4,37 % и 3,72 %, асфальтенов – 4,39 % и 4,07 %, смол селикагелевых – 13,10 % и 11,45 %, соответственно, при этом коллектор пласта Б-2 характеризуется высокой нефтенасыщенностью. А также учитывая высокую температуру плавления парафинов (для пласта В-1 – 55°С, для пласта Б-2 – 60 °С), которая выше пластовой температуры (пласт В-1 – 32°С, пласт Б-2 – 31°С), по мере снижения пластового давления следует ожидать также выпадения АСПО в призабойной зоне пласта. Для борьбы с отложениями АСПО на рабочих органах насосов и в НКТ проводятся обработки скважин химреагентами-растворителями. Методы и объемы обработок зависят от физико-химических свойств жидкости, параметров работы скважины.

В настоящее время используются четыре основные группы методов по предупреждению и борьбе с АСПО: технологические, тепловые, химические, магнитные.

Традиционными методами предупреждения образования АСПО являются технические (механические). Такие методы предполагают удаление уже образовавшихся АСПО на насосно-компрессорных трубах. Для этой цели разработаны скребки различной конструкции. Существенным недостатком такого метода очистки является его периодичность. Последнее не позволяет контролировать процесс и приводит к образованию пробок при очистке, заканчивающейся подъемом НКТ.

Эффективно применение скребков-центраторов. Такие скребки изготавливаются из полимерных материалов. При их использовании они выполняют функции скребка и предохраняют от износа систему «НКТ-штанга-муфта». Одним из производителей скребков-центраторов является машиностроительный завод».

Для предотвращения АСПО и их максимального удаления при механической очистке применяют гладкие защитные покрытия. Исследования показали, что на гладкой поверхности труб, образованной из лаков, стекла, эмали, отложения незначительны. Наиболее эффективны эпоксидные и эмалевые покрытия.

Наиболее эффективным способом борьбы с парафиноотложением является химический способ с использованием ингибиторов и удалителей АСПО.

Исходя из опыта применения реагентов в регионе, можно рекомендовать ингибиторы: Нефрас А150/350, Нефрас С70/150, а также удалители: гексановую, бензиновую фракцию с добавлением кубовых остатков производства бутиловых спиртов (РПС-67). Легкую пиролизную смолу (ЛПС) с гексановой фракцией в отношениях 1:3 – 1:1. Самостоятельно или в смеси с гексановой фракцией используется также полимерная фракция (отход производства изопропилового спирта). Могут использоваться другие реагенты и растворители. Наиболее эффективный ингибитор и удалитель АСПО может быть выбран на основании лабораторных исследований. Применение углеводородных растворителей способствует отмыву глубинного оборудования от парафина, улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта, облегчает освоение скважин после проведения в них ремонтных работ.

В качестве тепловых методов необходимо применять промывку горячей нефтью и пропарку устьевого и глубинного оборудования. Способ удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования путём обработки горячей нефтью прост и сразу даёт результат. Однако для этого нельзя использовать нефть из нижней части резервуара, где осело большое количество компонентов парафинового ряда. При закачке парафиновой нефти можно ещё больше осложнить проблему.

Существенная роль при формировании АСПО отложений принадлежит дебиту скважины по нефти и степени ее обводнённости. Низкие дебиты скважин и малая обводненность добываемой продукции способствует интенсификации парафиноотложения. Из практического опыта известно, что для низкодебитных скважин эффективны химические методы борьбы с АСПО, для среднедебитных – механические и тепловые, высокодебитных – защитные покрытия.

Для предотвращения простоя работающих скважин по причине парафиноотложения необходимо:

скважины с интенсивной парафинизацией оборудования, где межочистной период изменяется от 5 до 20 суток, обрабатывать ингибиторами парафиноотложения типа по методу непрерывного дозирования с помощью насосов типа НД, УДС, УДЭ; скважины с невысокой интенсивностью парафинизации, у которых межочистной период 20-30 суток, рекомендуется обрабатывать удалителями; для своевременного выявления парафиноопасных скважин необходимо оборудовать малодебитные скважины с незначительной обводненностью термокарманами для замера устьевых температур.

Солеотложения

Процесс солеотложения представляет собой массовую кристаллизацию солей из перенасыщенных водных растворов в сложных гидро - и термодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов и других примесей, влияющих на кинетику кристаллизации и свойства осадков. При достижении средней обводненности в продукции скважин до 70-80 % интенсивность солеобразования увеличится, поэтому возможны отказы оборудования.

В большинстве случаев (в отсутствии закачки воды в пласт) причиной отложения солей служит нарушение карбонатного равновесия в добываемой из пласта воды вследствие изменения термобарических параметров. Интенсивность осадкообразования при этом увеличивается с повышением температуры и уменьшением давления. Более интенсивное отложение солей наблюдается в трубах малого диаметра (до 50 мм), в задвижках, клапанах, переходных патрубках, что обусловлено повышенной турбулизацией в этих местах газожидкостного потока. В скважинах, оборудованных ЭЦН, отложения солей обнаруживаются на сетке насоса, поверхности погружного электродвигателя, валах насоса, токоведущем кабеле.

На перенасыщение пластовых вод карбонатными солями могут оказывать влияние такие факторы как:

большое содержание растворенной углекислоты в закачиваемой воде; нагнетание в пласт химических реагентов; поверхностно-активные вещества нефти, переходящие в воду; жидкости, применяемые при глушении скважин.

В каждом конкретном случае причиной отложения солей может стать любой из перечисленных факторов или совокупность нескольких. Однако некоторые из них будут вызывать временные осложнения в работе скважин в зависимости от периода их влияния, а изменение термобарических параметров является постоянной и наиболее превалирующей причиной выпадения осадка. При закачке воды в пласт, как правило, основной причиной отложения солей является смешение вод (пластовой и закачиваемой) различного состава или закачка пресной воды. Поэтому, для закачки следует использовать минерализованную воду.

Основные, наиболее распространенные методы предотвращения солеотложений и борьбы с ними приводятся в таблице 10.15.

Для предупреждения отложения солей существуют и технологические методы (в таблице не показаны). К ним относятся:

правильный выбор источников водоснабжения для системы ППД; увеличение скорости водонефтяного потока в трубах; увеличение глубины спуска погружного оборудования; спуск «хвостовиков», предупреждающих отложение в обсадной колонне.

Магнитные средства профилактики солеобразования основаны на обработке добываемого флюида магнитными, электрическими и акустическими полями. Как правило, эти методы обеспечивают локальный эффект. Наиболее эффективным методом борьбы с солеотложением является химический метод с использованием ингибиторов солеотложений. К ингибиторам отложения солей предъявляются следующие требования:

реагенты должны быть совместимы с минерализованной водой; иметь низкую температуру застывания, низкую вязкость и коррозионную активность; обладать хорошими адсорбционно-десорбционными характеристиками, температурной устойчивостью, минимальной токсичностью; ингибиторы не должны оказывать побочные действия на другие химические реагенты, применяемые в нефтедобыче.

В настоящее время разработано большое количество ингибиторов солеотложения, которые показали высокую эффективность на промыслах Волго-Уральской нефтегазовой провинции и других регионов.

Для предупреждения отложения солей могут использоваться ингибиторы типа ПАФ. Разработаны летняя и зимняя формы реагентов, физико-химические свойства которых отвечают предъявленным требованиям к ингибиторам.

Ингибиторы следует применять по двум технологиям: периодической задавкой в призабойную зону пласта и постоянной дозировкой в затрубное пространство скважин. Методы подачи реагентов в скважину изложены в РД 39-0148070-ОО3 ВНИИ-86 «Технология применения ингибитора отложения солей ПАФ-1ЗА зимний в добывающих скважинах», а также в других инструкциях.

Непрерывную подачу ингибитора осуществляют при отложении солей выше приема насоса. Метод эффективен в скважинах с низким уровнем потока жидкости, где химические реагенты циркулируют соответствующим образом.