Что используют для ликвидации отложений солей в газлифтных скважинах

Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться по следующим причинам: образование песчаных пробок на забое или воздушных в подъемных трубах; отложение солей на забое или в подъемных трубах; скопление воды на забое и образование стойких водонефтяных эмульсий.

Предупреждают и ликвидируют отложения песка так же, как и при фонтанной эксплуатации скважин. Для обеспечения выноса небольшого (допустимого) количества песка на поверх­ность спускают подъемные или воздушные трубы до уровня верхних отверстий интервала перфорации. При двухрядных подъемниках нередко применяют хвостовики с уменьшенными диаметрами (полуторный лифт).

О возможности образования песчаной пробки ниже точки проникновения рабочего агента в подъемные трубы (в подъ­емных труба-ниже рабочих отверстий, а в воздушных трубах-ниже башмака подъемных труб, а также на забое или в стволе скважины) судят по резкому снижению давления нагнетания рабочего агента при полном прекращении дебита скважины. Такая пробка полностью закрывает фильтр, и доступ жидкости из пласта в скважину прекращается.

Для ликвидации песчаных пробок, не прекращая нагнетания рабочего агента, в кольцевое пространство закачивают нефть. Нередко таким способом удается размыть пробку. В противном случае трубы поднимают на поверхность.

При эксплуатации газлифтных скважин в результате нару­шения термодинамического равновесия происходит отложение солей, в основном в верхних частях подъемных труб на глубине 150-300 м от устья. Однако не исключена возможность отложе­ния солей и на забое скважины или даже в призабойной зоне пласта. Нередко из-за отложения солей происходит полное закрытие диаметра подъемных труб, и скважина прекращает свою работу. В этом случае для восстановления продуктивно­сти скважины трубы поднимают и фрезеруют в механических мастерских.

При частичном закрытии диаметра труб отложениями карбонатных солей их удаляют прокачкой пресной воды, а от­ложения сульфатных солей удаляют, прокачивая щелочную воду. Применение горячей воды повышает эффективность работ по удалению солей из скважины.

Борьба с отложениями парафина проводится так же, как и при эксплуатации фонтанных скважин. Также оборудуют сква­жину автоматическими скребками или плунжерным лифтом. Периодичность прокачки горячих теплоносителей или спуска скребка в скважину определяется индивидуально для каждой скважины в зависимости от интенсивности отложения парафи­на на стенках труб. Для предупреждения отложения парафина в процессе эксплуатации скважины в воздушные трубы малыми дозами закачивают углеводородные растворители или раство­ры поверхностно-активных веществ. В результате изменяется структура газожидкостной смеси и исключается возможность отложения парафина.

При определенных условиях в процессе эксплуатации об­водненных газлифтных скважин могут образоваться стойкие эмульсии, обладающие высокой вязкостью.

Для борьбы с эмульсией проводят внутрискважинную деэмульсацию введением в воздушные трубы деэмульгатора. В качестве деэмульгатора применяют нейтрализованный черный контакт (НКЧ) или какое-либо другое эффективное ПАВ.

В случае накопления воды на забое происходит уменьшение депрессии на пласт и ограничение отбора нефти из скважины. Для борьбы с водой подъемные или воздушные трубы спускают до верхних перфорационных отверстий.

Источник

Отложение солей в скважинах и системах сбора нефти

Отложения карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция, бария, стронция, хлоридов и других солей в скважинах, на оборудовании при разработке и эксплуатации месторождений, причины их проявления, разновидности и характер воздействия, пути устранения.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Отложение солей в скважинах и системах сбора нефти

карбонат отложение месторождение устранение

При разработке и эксплуатации месторождений происходят отложения карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция, бария, стронция, хлоридов и других солей в скважинах, на оборудовании и т.д. В практике тип отложений принято характеризовать по преобладанию (до 60-80%) одного из видов неорганических соединений.

Отложение неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации скважин-фонтанном, насосном, газлифтном, но больше всего при насосном. Так, из общего числа скважин с отложением солей на долю оборудованных штанговыми скважинными насосами (ШСН) приходится более 45%, а погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН) около 35%. Связано это с тем, что механизированным способом добывается наиболее обводненная продукция.

Учитывая, что на месторождениях Западной Сибири широко используют высокопроизводительные УПЦЭН, солеобразования в насосном оборудовании представляют наибольшую опасность. На рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов образуется дисперсный плотный, камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,6-1 мм, что нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя.

Фонд скважин с отложением солей, оборудованных штанговыми скважинными насосами, составляет на месторождениях Башкирии около 60% от общего числа скважин с отложением солей Мангышлака около 70%, Азербайджана около 80% и т.д., что связано в основном с интенсивным обводнением добывающих скважин и разработкой месторождений на поздних стадиях.

В эксплуатационных колоннах скважин, оборудованных ШСН, ниже приема НКТ образуются солевые пробки, высота которых, например, на месторождениях Урало-Поволжья достигла 500 м и более. Внутренний диаметр НКТ из-за солевых отложений сужается до 10-12 мм. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах и подземном оборудовании, солевые осадки полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву штанг насосов, порче насосно-компрессорных труб и другим тяжелым осложнениям, что надолго нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин.

Наибольшее число газлифтных скважин с отложением солей (более 50% от фонда газлифтных скважин с отложением солей) отмечается на месторождениях Мангышлака (Узень, Жетыбай).

Химический анализ проб солевых отложений в газлифтных скважинах месторождений Мангышлака показывает, что в нижней части НКТ преобладают сульфаты кальция и бария, а на устье скважин и выкидных линиях-карбонаты кальция и магния. На глубинах 600-800 м (месторождение Узень) и 1500-1600 м (месторождение Жетыбай) в равной степени вероятно выпадение карбонатных и сульфатных солей.

Отложение солей в фонтанных скважинах установлено при дебитах от 50 до 1000 т/сут. и более и обводненности продукции 10-70%.

Наряду с отложением солей в скважинах интенсивное слоеобразование отмечается в устьевом оборудовании, выкидных линиях внутри промыслового сбора нефти, замерных устройствах, установках по подготовке нефти, а также в системах поддержания пластового давления (ППД).

В целом солевые осадки, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. Так, по результатам исследований СибНИИ НП солевых отложений по Самотлорскому, Мегионскому, Трехозерному, Мартымья-Тетеревскому, Усть-Балыкскому и Западно-Сургутскому месторождениям было установлено, что чаще всего встречаются кальциевые карбонаты (60-90%), реже кальциево-магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит до 20%, гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречаются кремнезем, сцементированный карбонатом кальция и магния, продукты коррозии, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси (в основном углеводороды) до 25%.

Независимо от содержания основного компонента солевые осадки имеют кристаллическую структуру от крупных четко представленных кристаллов до плотных, камне образных осадков, сложенных микрокристаллами.

Отложения солей, образующиеся в НКТ, чаще всего имеют слоистую структуру. Непосредственно к стенкам труб примыкает слой осадка, представленного микрокристаллами, скрепленными органическими веществами и прочими включениями. По направлению к центру кристаллы становятся крупнее, включения органических веществ. Прочность сцепления солевых корок с внутренней поверхностью труб по стволу скважины возрастает с глубиной.

Определив химическим анализом содержание растворенных веществ в данной воде, всегда можно рассчитать фактическое произведение активностей или концентрация ионов, способных образовывать то или иное вещество. Зная по справочным данным величину произведения растворимости, можно оценить состояние равновесия между раствором и твердой фазой, т.е. судить о возможности или невозможности выпадения осадков.

Возрастание фактической концентрации ионов (первое условие образования перенасыщенных растворов) возможно под влиянием нескольких процессов.

Снижение произведения растворимости (второе условие образования перенасыщенных растворов) происходит в результате трех процессов. Во-первых, на него влияет изменение температуры и давления, происходящее в подземных пластах, скважинах и наземных коммуникациях в процессе разработки залежей нефти, подъема и транспортировки продукции. Во-вторых, может оказывать влияние дегазация воды, происходящая при изменении термобарических условий. В-третьих, растворимость данного вещества может снижаться при изменении общей минерализации и содержания в воде ионов, не входящих в состав данного вещества.

Весьма большую роль в формировании и выпадении неорганических солей в осадок играют процессы смешения несовместимых вод. Каждая из смешивающихся вод имеет свою гамму химических веществ и может быть стабильной в данных термобарических условиях, однако при их смешении, смесь часто оказывается перенасыщенной тем или другим веществом, которое начинает выпадать в осадок при неизменных температуре и давлении.

Типичными схемами химических реакций, которые происходят при смешении несовместимых вод и могут приводить к образованию твердых осадков, следующие:

Возникающие в результате указанных реакций плохо растворимые сульфаты кальция (гипс и ангидрит), стронция (целестин), бария (барит), карбонаты кальция (кальцит) и магния далеко не исчерпывают всех осадков, но они преобладают в большинстве случаев.

Наконец, даже простое разбавление некоторых растворов пресной водой может быть причиной выпадения в осадок некоторых солей, в частности карбонатов кальция.

Таким образом, для понимания конкретных причин солеотложения и обоснованных прогнозов возможности образования нестабильных растворов, из которых могут выпадать твердые осадки, необходимо знать как химический состав промысловых вод, так и растворимость различных солей в этих водах. Определение химического состава промысловых вод в лабораториях не встречает затруднений, однако следует помнить, что в большинстве случаев определяют состав исходных вод (закачиваемой и пластовой) и попутной воды, из которой уже выделилось некоторое количество осадка. Фактический состав воды, формирующийся в нефтяном пласте в результате смешивания закачиваемой воды с пластовой и взаимодействия с породами и нефтью, достоверно не известен и может только прогнозироваться с той или иной долей вероятности. Большие затруднения возникают при определении равновесной концентрации (произведения растворимости) различных веществ в сложных промысловых водах. Растворимость солей зависит от химического состава и рН раствора, температуры, давления, газового состава и многих других факторов. Имеющиеся экспериментальные определения растворимости не охватывают всего диапазона изменений этих условий, присущих промысловым водам.

Под механизмом образования солеотложений следует понимать комплекс процессов, приводящих к накоплению твердой фазы на поверхности оборудования для добычи нефти. При этом наибольший интерес представляет исследование способов закрепления солевых частиц на поверхности оборудования.

Лабораторными исследованиями и изучением структуры осадков показано, что образование солеотложений есть следствие кристаллизации солей из перенасыщенных по разным причинам попутно добываемых нефтяных вод. Действительно, все осадки в нефтепромысловом оборудовании, независимо от содержания и состава основного компонента (кальцит, гипс, барит, целестин), имеют четко выраженную кристаллическую структуру. Солеотложение происходит при перенасыщении попутно добываемых вод в сложных гидро-термодинамических условиях с присутствием нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность соленакопления, характер и свойства осадков.

Ход фазовых превращений определяется областью существования перенасыщенного раствора, который отличается от насыщенного нестабильностью, он может оставаться в однофазном состоянии и не образовывать кристаллов только в течение некоторого ограниченного времени, называемого индукционным периодом кристаллизации. В течение индукционного периода раствор устойчив по отношению к таким бесконечно малым внутренним изменениям параметров системы до тех пор, пока не образуется определенное количество твердой фазы, т.е. закончится период индукции. Это состояние перенасыщенных растворов называют метастабильным. При определенных перенасыщениях растворы становятся неустойчивыми и по отношению к бесконечно малым внутренним возмущениям. Такие перенасыщения называют предельными и они соответствуют мгновенному самопроизвольному зарождению кристаллов.

Область метастабильности перенасыщенных растворов обычно подразделяется на две зоны. В первой зоне, когда концентрации солей не на много больше предела растворимости, практически все кристаллы возникают на границах раздела фаз. Во второй зоне метастабильности, когда концентрации приближаются к предельным, возможно самопроизвольное гомогенное зарождение кристаллов в объеме раствора, хотя и не сразу, а через определенный промежуток времени индукции.

Как правило, зародыши кристаллов возникают преимущественно на границах раздела фаз, кристаллизация может быть вызвана загрязнениями водно-солевой системы, в частности различного рода механическими примесями. Такой механизм зарождения кристаллов называют гетерогенным.

Известно также гомогенное зародышеобразование, связанное со спонтанным возникновением зародышей новой фазы непосредственно в объеме материнской фазы за счет тепловых флуктуации и сил межмолекулярного взаимодействия. Гетерогенным и гомогенным может быть и вторичное зародышеобразование, отличающееся от первичного тем, что появление зародышей инициируется кристалликами вещества, образовавшимися при первичном зарождении твердой фазы.

В настоящее время большинство исследователей придерживается мнения, что и в насыщенном, и в перенасыщенном растворах возникают достаточно устойчивые дозародышевые комплексы (молекулы растворенного вещества-ассоциаты), которые в перенасыщенных растворах способны к дальнейшему росту. В отличие от этого в насыщенных и ненасыщенных растворах существует предел для возможного роста ассоциатов, после него ассоциаты распадаются, становясь нежизнеспособными.

Микростроение солеотложений зависит от условий кристаллизации. Характерно радиально-лучистое строение с четко направленной ориентировкой кристаллов от стенок оборудования к центру. Зональное строение солеотложений определяется их количественным и качественным составом, конкретными термобарическими и гидродинамическими условиями. На микроструктуру солеотложений оказывают влияние постоянно идущие процессы перекристаллизации и растворения.

Часто после снятия солеотложений на внутренних поверхностях оборудования обнаруживаются пристенные адсорбционные слои органических веществ, прочно скрепленных с осадками и с металлом оборудования. Иногда на этих органических веществах находят хорошо оформленные кристаллы солей, прилегающие к адсорбционным слоям своими наиболее развитыми гранями. Такая форма кристаллов и их положение могут свидетельствовать о том, что они образовались в объеме раствора и затем при движении жидкости прилипли к органическому слою, покрывающему оборудование.

Все обнаруженные в составе солеотложений нефтяные компоненты обладают избыточной свободной поверхностной энергией, носят название аполярных и гетерополярных собирателей минеральных частиц (в том числе карбонатов и сульфатов кальция, сульфатов бария и других минералов, образующих основную часть осадков в нефтепромысловом оборудовании). Они закрепляются на поверхности солевых частиц за счет физической адсорбции, гидрофобизируют эти поверхности, что обеспечивает прилипание пузырьков газа, обнаруженных в составе многих осадков. Капельки углеводородных веществ на кристаллах становятся центрами селективной флокуляции минеральных частиц, поверхность которых покрыта аполярными собирателями.

Состояние поверхности труб тоже играет важную роль в процессе солеотложения. На шероховатой поверхности образуется большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой. Это объясняется повышенной каталитической активностью выступов и углублений. Кроме того, часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с отшлифованной поверхности. Однако обработка поверхности труб не позволяет предотвращать солеотложения. Быстро протекающий процесс коррозии разрушает гладкую поверхность, а сами продукты коррозии служат дополнительными центрами кристаллизации. Солеотложение можно снизить, применяя защитные покрытия рабочих поверхностей оборудования материалами, плохо смачиваемыми и водой, и нефтью, с низкими значениями критических натяжений смачивания, например фторопластом.

Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения солей. При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами, поскольку выпадение и отложении неорганических солей зависит от условий, при которых нарушается химическое равновесие системы, т.е. при переходе водных растворов солей в состояние перенасыщения.

Общепринятой классификации способов предупреждения отложения неорганических солей нет.

В настоящее время находятся в стадии испытания и внедрения следующие способы борьбы с отложениями солей: технологические; химические; физические и комбинированные.

К технологическим способам могут быть отнесены: выбор вод для заводнения продуктивных пластов совместимыми с пластовыми; селективная изоляция или ограничение притока воды в добывающих скважинах, регулирование профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации нарушений в цементном кольце и обсадной колонне, применение раздельного отбора и сбора жидкости, изменение направления фильтрационных потоков и т.д. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава.

К технологическим методам может быть отнесено также применение хвостовиков, устанавливаемых ниже приема скважинного штангового насоса.

При эксплуатации скважин, оборудованных, хвостовиками, в стволе скважины ниже приема насоса вода не скапливается, за счет этого снижается противодавление на пласт, улучшается приток жидкости к забою скважины и исключается возможность отложения неорганических солей на стенках обсадной колонны и в результате значительно уменьшаются затраты на восстановление режима работы скважины.

Такие работы были выполнены на некоторых скважинах Туймазинского и Сергеевского нефтяных месторождений Башкирии. [1]

Применение защитных покрытий.

Одним из способов повышения работоспособности оборудования и УЭЦН в условиях солеотложения может быть применение различных покрытий поверхности, соприкасающейся с жидкостью. Имеется положительный опыт применения покрытия НКТ стеклом, эмалями, различными лаками. СибНИИНП разработан способ нанесения покрытий на рабочие поверхности колес и направляющие аппараты УЭЦН из пентапласта. В соответствии с рекомендациями СибНИИНП на Самотлорском месторождении прошли испытания насосы с полиамидными колесами и направляющими аппаратами, покрытыми эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием.

Опытно-технологические испытания УЭЦН с защитным покрытием из пентапласта на Самотлорском месторождении показали, что средний межремонтный период работы УЭЦН увеличивается до 2 раз. Покрытие из пентапласта не предупреждает полностью отложения солей, а лишь снижает интенсивность роста их образований. Изменяется структура кристаллического состава солей: осадок представляет собой весьма неравномерный слой крупнокристаллической структуры.

Рекомендуется использовать УЭЦН с полимерными покрытиями в скважинах с умеренной интенсивностью солеотложения. [2]

Физические методы предупреждения солеотложения основаны на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости,

Магнитные устройства для обработки воды в скважине разработаны Д.М. Агаларовым и успешно применяются на нефтяных месторождениях Азербайджана. Испытания, проведенные на месторождениях Шаимской группы в Западной Сибири, дали противоречивые результаты. Исследования показали, что эффективность магнитного метода зависит от условий его применения и химического состава добываемых вод. Наилучшие результаты получены при обработке магнитным полем вод, содержащих значительное количество окисного железа, следует отметить, что при применении магнитов ниже глубины спуска магнитного устройства от солеотложения не защищает оборудование скважины. Предложен способ предотвращения отложения карбонатных солей в трубопроводах заключающийся в применении электростатического поля. Возможность применения этого способа для предупреждения солеотложения в скважинах требует экспериментального и теоретического обоснования. Устройства для предупреждения солеотложения в подземном и наземном нефтепромысловом оборудовании, основанные на использовании акустических полей, испытаны на месторождениях Северного Кавказа и Западной Сибири. Авторами показано, что в ультразвуковом диапазоне частот акустическое поле успешно предотвращает отложение солей на поверхности оборудования, либо значительно уменьшает интенсивность этого процесса. Механизм воздействия акустического поля на процессы осадкообразования заключается, по-видимому, в снижении порога перенасыщения, при котором начинается интенсивное выпадение солей и создании большого количества центров кристаллизации в объеме жидкости, Тем самым инициируется образование кристаллов содей в объеме добываемой воды. Взвешенные микрокристаллы выносятся затем водонефтяным потоком из скважины не откладываясь на поверхности.

Предложен также магнитоакустический способ предотвращения отложения карбонатных солей в теплообменных аппаратах. Вода, поступающая в теплообменник, последовательно обрабатывается магнитным и акустическими полями, Применение акустических излучателей для защиты подземного оборудования, так же, как и магнитных устройств, не обеспечивает защиты оборудования ниже глубины их спуска. В целом, физические методы предупреждения солеотложения находятся на стадии опытно-промышленных испытаний, они пригодны для защиты отдельных участков НПО, либо отдельных узлов оборудования, работающих в зонах наиболее интенсивного отложения солей. Широкое внедрение этих методов сдерживается отсутствием обоснованных границ их применимости и противоречивостью результатов опытно-промышленных испытаний.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения нефти. Описание текущего состояния разработки по НГДУ «Арланнефть». Технологии предотвращения образования сульфидосодержащих солей в скважинах. Экономическая эффективность удаления осадков.

дипломная работа [386,0 K], добавлен 16.05.2015

Состояние современного применения способа добычи нефти штанговыми насосами. Разработка Туймазинского месторождения. Особенности применения технологии борьбы с отложениями парафинов в скважинах, эксплуатируемых УШГН, на примере НГДУ «Туймазанефть».

курсовая работа [229,6 K], добавлен 14.11.2013

Описания оборудования для добычи нефти, ремонта скважин и других операций в скважинах. Обзор конструкций силовых приводов колонны насосных штанг. Конструктивные особенности опоры станка-качалки. Правила эксплуатации и требования к опорам станка-качалки.

реферат [3,4 M], добавлен 14.10.2013

Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади. Рассмотрение условий образования отложений солей и способов их предотвращения. Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин и закачке ингибитора.

курсовая работа [1,8 M], добавлен 01.12.2014

Пороховой генератор давления акустический, его устройство. Эффективность ПГДА в нефтедобывающих скважинах. Технологии интенсификации добычи нефти в горизонтальных скважинах и боковых стволах. Термостойкий кислотообразующий генератор акустический.

презентация [6,0 M], добавлен 02.04.2014

Геологическое строение эксплуатационных объектов и емкостно-коллекторские свойства продуктивных отложений. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Рекомендации по их эксплуатации.

курсовая работа [4,9 M], добавлен 15.02.2012

Отложения каменноугольной системы и нефтяные месторождения на территории Республики Беларусь. Суммарные запасы калийных солей и нерудных полезных ископаемых страны. Мощность полезных пластов железных руд. Характеристика месторождений минеральных вод.

реферат [34,4 K], добавлен 24.03.2013

Источник