Повышение эффективности борьбы с АСПО при эксплуатации скважин с УЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Повышение эффективности борьбы с АСПО при эксплуатации скважин с УЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от кон-струкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокуп-ность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению по-казателей работы насоса.
Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Геологические (газ, вода, отложение солей и парафина, наличие мех приме-сей в добываемой из пласта жидкости), поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи.
И факторы, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН (диа-метр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина под-вески, исполнение узлов и деталей УЭЦН). В зависимости от того, какое воз-действие они производят на технико-экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положитель-ным и с отрицательным действием.
Прежде чем рассматривать методы по борьбе с осложнениями, следует разобраться в сущности процессов приводящих к снижению эффективности работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН.
Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занима-ет малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН начинает-ся практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой во-ды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН.
По своему химическому составу нефть склонна к образованию эмуль-сий, так как в ее состав входят активные эмульгаторы-асфальтены и смолы. Процессу образования эмульсий также способствуют глина и песок, прине-сенные с поверхности или из пласта. Так как вязкость и устойчивость эмуль-сии зависит от дисперсности водонефтяных смесей, а УЭЦН является одним из лучших диспергаторов, то в процессе прохождения жидкости через рабо-чие колеса образуется эмульсия, вязкость которой может повышаться в де-сятки раз по сравнению с чистой нефтью. Увеличение вязкости негативно от-ражается на рабочих характеристиках УЭЦН.
Другой формой осложнения является появление высокоминерализо-ванной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному со-леотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной актив-ностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоминерализованной воды и электрического тока приводят к возникновению электрохимической коррозии металла. Если этим факторам добавляется низкое забойное давле-ние, то происходит активное солеотложение в рабочих органах насоса.
Другим постоянным спутником нефти при ее добыче является газ. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны, вели-чина которых соизмерима с размерами канала ступени. При этом происхо-дит ухудшение энергообмена между рабочим колесом и жидкостью. Все это приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса.
Неполадки при работе скважин, оборудованных насосами УЭЦН, осложнения в добыче нефти, в основном связаны с отложениями солей, АСПО (асфальто-смоло-парафинистые отложения), выпадением песка и т. д., в результате которых происходит поломка оборудования. Отложение пара-фина или солей в НКТ происходит при уменьшении устьевого давления с по-вышением затрубного давления; образование песчаной пробки - при умень-шении давления на устье и затрубного давления при больших перепадах давления.
Содержащиеся в пластовой жидкости смолы, асфальтены и парафин откладываются на поверхностях, соприкасающихся с ней. К этим поверхно-стям относятся капилляры пласта и поверхность труб. Наибольшую опас-ность с точки зрения уменьшения дебита скважины представляют отложения на стенках капилляров пласта, что может привести к необратимому сниже-нию дебита скважины. Подобное явление может наблюдаться, прежде всего, в результате закачки холодной воды в пласт, содержащий, например, пара-финистую нефть. Наиболее интенсивно отложение идет в призабойной зоне.
Кроме того, отложение парафина на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб приводит к уменьшению их проходного сечения, по-вышению гидродинамического сопротивления и даже к полной закупорке труб. Одним из способов депарафинизации скважин является прогрев и про-дувка труб паром.
В зависимости от интенсивности отложения АСПО могут использо-ваться следующие методы очистки НКТ:
 Очистка внутренней полости НКТ с помощью скребков (шаблонов) с автоматическим или ручным приводом. Может носить как разовый ха-рактер, так и производиться согласно графику, составляемого техноло-гической службой ЦДНГ с учетом интенсивности отложения АСПО. В случае необходимости остановки скважины для установки оборудова-ния (лубрикатора, дублирующей задвижки) все работы согласуются с сектором РМФ. Применяется в скважинах с невысокой интенсивностью отложений;
 Промывка скважины горячей нефтью с помощью АДПН. Общий объем промывки в данном случае должен быть не менее одного объема сква-жины. Решение о необходимости проведение промывки скважины го-рячей нефтью принимает технологическая служба цеха по согласова-нию с сектором РМФ. Применяется при интенсивных отложениях, в случаях, когда использование скребка (шаблона) не приносит нужного эффекта.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обу-словленных особенностями его географического расположения и геологиче-ского строения продуктивных пластов. Месторождение удаленное, трудно-доступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в па-водковый период. Месторождение отличается сложным геологическим стро-ением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гид-родинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов ха-рактерны:
низкая проницаемость;
низкая песчанистость;
повышенная глинистость;
высокая расчлененность.
До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередно-го участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, АС12 проводилась при размещении скважин по линейной трех-рядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС12.
В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологиче-ской схеме опытно-промышленной разработки", в котором были даны кор-рективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В со-ответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.
Динамика основных ТЭП разработки представлена в таблице 2.1.
Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность до-бывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспреде-ление давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гид-родинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную пробле-му разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС12.
Приобское месторождение характеризуется сложным строением про-дуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора гори-зонтов АС10 и АС11 относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика про-дуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия и без использования методов ин-тенсификации добычи.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате проведения мнроприятия произошло увеличение дебита скважины на 29,8 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 8725 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2982,44 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от эффективности разработки месторождения в сумме 41,55 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 80,14 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 65,74 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 2982,44 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения мероприятия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Поскольку в настоящее время эксплуатация скважин с помощью УЭДН является одним из основных способов добычи нефти, поиск оптимальных технологических решений по применению этих установок весьма актуален.
Многолетний опыт использования УЭЦН на различных промыслах показал, что наибольшие трудности при эксплуатации установок электроцентробежных насосов связаны с освоением скважин. Этому способствует ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны вследствие глушения скважин, возможность срыва подачи центробежного насоса, тепловое разрушение погружного электродвигателя из-за недостаточного охлаждения, снижение изоляции подземной части электрической цепи УЭЦН в результате многократных включений. Большинство перечисленных проблем вызвано игнорированием применяемыми на сегодняшний день методиками подбора УЭЦН, технологиями освоения и эксплуатации скважин, оборудованных данными установками, нестационарных термо- и гидродинамических процессов.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи.
1. Рассмотрены причины отказов в работе установок электроцентробежных насосов.
Выполнен статистический анализ отказов в работе скважин, оборудованных УЭЦН, показавший, что большая доля причин проведения подземных ремонтов (до 15%) связана с рассогласованием гидравлических характеристик центробежного насоса и пласта. А наиболее слабым элементом в оборудовании УЭЦН является электрическая изоляция погружного электродвигателя и токоподводящего кабеля, на долю которых приходится 32% всех подземных ремонтов, и более 65.9% ремонтов, идентифицированных как отказы собственно УЭЦН.
2. Рассмотрен температурный режим работы скважины, оборудованной УЭЦН.
Доказано, что основным источником тепла в подземном оборудовании УЭЦН является погружной электродвигатель, который согласно статистическим данным, наиболее подвержен температурному разрушению. Эти обстоятельства накладывают определенные ограничения на эксплуатацию электродвигателя.
В качестве основного температурного критерия работоспособности ПЭД, справедливого при любом режиме работы скважины, предлагается условие сохранения электрической прочности изоляции обмотки статора.
3. Скважина, оборудованная установкой электроцентробежного насоса, рассмотрена единая гидродинамическая система, состоящая из трех объектов: «Пласт», «Скважина» и «УЭЦН».
4. Разработан способ определения фильтрационных и упругоемкостных характеристик призабойной зоны по результатам промысловых исследований восстановления давления в скважине. Данный способ дает возможность адоптировать гидродинамическую модель «Пласт - Скважина - УЭЦН» к геолого-техническим условиям конкретной скважины.
5. Разработана система управления процессом освоения скважины, заключающаяся в регулировании параметров работы центробежного насоса.
Данная система универсальна и предполагает различные способы изменения производительности центробежного насоса: от примитивного включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, до технологически и технически сложных конструкций, например частотно-регулируемый привод ПЭД.
Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений приобретает более серьезные масштабы в связи с переходом многих месторождений в позднюю стадию разработки. Приступая к ее решению надо руководствоваться общими подходами – прежде всего, выяснить причины данного явления.
Процесс образования АСПО определяется многими факторами, среди которых условия эксплуатации технологического оборудования при добыче, транспорте и хранении нефти (термобарические условия, динамические характеристики потока, обводненность продукции и др.), свойства самой нефти (физико-химические характеристики, групповой химический состав).
Особое значение в ряду факторов, определяющих склонность нефти к образованию АСПО, имеют высокомолекулярные компоненты нефти, а именно, их состав, строение, соотношение. Последнее определяет характер их взаимоотношений, поскольку при пониженных температурах нефть представляет собой дисперсную систему, в которой присутствуют структурные элементы, образованные высокомолекулярными компонентами. Воздействуя на характер взаимоотношений между парафинами, смолами и асфальтенами можно управлять структурообразованием в нефтяной системе.
Одним из приемов, позволяющих воздействовать на процесс структурообразования является введение в поток нефти присадок: депрессоров, модификаторов структуры, диспергаторов, ингибиторов парафиноотложений. Основными недостатками этих присадок являются их направленное действие на решение только одной проблемы (снижение температуры застывания, снижение вязкости) и часто высокая стоимость.
Тем не менее, известные к настоящему времени способы предотвращения образования АСПО в нефтяном оборудовании не позволяют полностью решить проблему и необходимость удаления отложений остается актуальной.
Для выбора наиболее эффективных с химической точки зрения путей удаления отложений органических веществ необходимо получение адекватного представления о составе, свойствах и строении этих отложений