Эксплуатация скважин в осложненных условиях реферат

Обновлено: 02.07.2024

Нефтедобывающие предприятия разрабатывают и осуществляют комплекс организационных и технических мероприятий по борьбе с осложняющими факторами. Эти мероприятия выполняются по двум направлениям:

1. Предупреждение и периодическое устранение (ликвидация) осложняющих факторов.

2. Адаптация промыслового, скважинного оборудования и технологии к работе в условиях воздействия осложняющих факторов.

Цель работы заключается в закреплении теоретических знаний и умений по дисциплине.

Для выполнения поставленной цели необходимо решить задачи:

- определить гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП;

- охарактеризовать особенности борьбы с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

- рассмотреть механические, тепловые и химические методы предотвращения и очистки скважин и оборудования от АСПО;

- описать методы прогнозирования отложений неорганических солей в нефтяных скважинах;

- выявить особенности борьбы с образовавшимися отложениями солей, способы удаления, использование химреагентов для разрушения солевых осадков.

Гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП

Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смол, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть обусловлена естественными факторами и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации. Если низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то, прежде всего, необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.

Состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации.

Методика оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает в себя следующие этапы [4]:

1) вызов притока из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до стабилизации значений дебита по жидкости во времени, т.е. Q = f(t);

2) проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;

3) длительное извлечение нефти из пласта (5-30сут) с регулярным отбором проб нефти (5-24 раза в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1 – 3 суток, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная – в течение 10 – 40 суток;

4) гидродинамические исследования для оценки состояния ПЗП, а также анализ и использование результатов ранее выполненных испытаний скважин с целью определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Результаты расчетов покажут, какому состоянию соответствует ПЗП – промежуточной или полной самопроизвольной очистке;

5) выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть:

- интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др.;

- проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу;

- проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;

6) освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.

Для количественной оценки ухудшения свойств ПЗП используют понятие "скин-фактор" и определяют фактический радиус загрязненной зоны пласта. Скин-фактор (S) представляет собой часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с ухудшенными свойствами пласта. Определение скин-фактора (его знака и значения) позволяет решить практические задачи:

- оценить состояние ПЗП скважины в любой момент ее эксплуатации;

- ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;

- планировать ГТМ, направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);

- судить об эффективности ГТМ по значениям скин-фактора, определенным до и после проведения ГТМ.

Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.

Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.

В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинивание поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.

Борьба с отложениями парафина введется следующими способами [2]:

1) Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.

2) Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).

3) Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти – агрегат депарафинизации передвижной АДН.

4) Химический – впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку – ингибитор ХТ-48.

5) Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).

6) Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),

7) Физический – применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).

© 2014-2022 — Студопедия.Нет — Информационный студенческий ресурс. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав (0.005)

Оценка технологической и экономической эффективности основных способов эксплуатации скважин с использованием различных типов насосов. Особенности добычи нефти с применением штанговой глубинно-насосной установки, ее конструкция и выбор варианта компоновки.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	презентация
Язык	русский
Дата добавления	04.12.2013
Размер файла	763,1 K

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

HTML-версии работы пока нет.
Cкачать архив работы можно перейдя по ссылке, которая находятся ниже.

Подобные документы

Выбор способов добычи нефти. Схема оборудования фонтанной скважины. Газлифтный и насосные способы добычи нефти. Устройство скважинной струйной насосной установки. Критерии оценки технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.

презентация [1,9 M], добавлен 03.09.2015

Исследование схемы и состава штанговой насосной установки. Эксплуатация скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Подземный и капитальный ремонт скважин. Изучение техники и технологии бурения скважин. Сбор и подготовка скважинной продукции.

отчет по практике [1,6 M], добавлен 24.12.2014

Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.

курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014

Общая характеристика применения установок электропогружных центробежных насосов при эксплуатации скважин. Описание принципиальной схемы данной установки. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса. Определение требуемого напора.

презентация [365,9 K], добавлен 03.09.2015

Выбор способов добычи нефти. Теория работы газожидкостных подъемников. Фонтанный, газлифтный и насосный способы: подземное оборудование скважин. Оценка технологической и экономической эффективности способов эксплуатации. Месторождения ОАО "Оренбургнефть".

учебное пособие [709,8 K], добавлен 21.05.2009

Классификация способов эксплуатации скважин при подъёме скважинной продукции. Изучение видов фонтанирования и типов фонтанных скважин. Характеристика механизированной добычи нефти. Технологический расчет и особенности конструкции газлифтного подъемника.

контрольная работа [322,0 K], добавлен 21.08.2016

Метод оперативного контроля над работой подземного оборудования как основа исследования глубинно-насосных установок. Определение нагрузки на сальниковый шток с помощью динамографа. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Принцип действия станка-качалки.

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина R_ж в свою очередь зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Р_пр, коэффициента сепарации m и обводненности продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент вредного пространства, можно изменять. Уменьшение вредною пространства и газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьшение вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасы-

Рис. 10.15. Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря

вающему клапану на минимально возможное расстояние. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства.

При увеличении давления на приеме насоса Рпр, что достигается увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень, уменьшается газосодержание на приеме, т. е. величина Rж, как за счет дополнительного растворения газа в нефти, так и за счет сжатия газа, оставшегося в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.

На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.

Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.

В однокорпусном якоре (рис. 10.15) ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и трубкой 2, так что

где Q - объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса; F - f - площадь сечения между корпусом и центральной трубкой газового якоря.

Рис. 10.16. Принципиальная схема двухкорпусного газового якоря

Скорость всплытия газового пузырька V_г согласно формуле Стокса зависит от диаметра пузырька d и, разности плотностей жидкости ρ_ж и газа ρ_г и вязкости жидкости μ, так что

Условие эффективной работы газового якоря - V_г > V₁. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в насос. Если на V_г мы практически не можем воздействовать, то скоростью V₁ можно управлять. Ее можно уменьшить разделением потока Q на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в двух-, трех- или четырехкорпусных якорях (рис. 10.16). В каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока V₁ в корпусе якоря будет меньше.

Существуют методы расчета газовых якорей подобного типа (методика А. С. Вирновского), однако эти методы не отличаются необходимой надежностью, так как размеры пузырьков всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие стесненности движения, сильно отличается от расчетной, определяемой формулой Стокса.

Примером удачной конструкции якоря может служить газовый якорь зонтичного типа (рис. 10.17). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь поступает в кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скаплива-

Рис 10.18. Принципиальная схема песочного якоря

ется жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация газа получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих условиях действует по принципу якоря-зонта.

Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Такие явления наблюдались в неглубоких скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа. Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 10.18, а) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря (рис. 10.18, б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.

Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком. Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Перегретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.

2. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин.

3. Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с помощью специального механизма - штанговращателя, укрепляемого на канатной подвеске.

4. В настоящее время для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках НКТ в насосных (а также и в фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, т. е. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания труб. Однако при разрушении стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искривленных скважинах их применение приводит к частым заклиниваниям плунжера стеклянной крошкой.

5. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки.

Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса), устраняются также различными методами, как, например:

- периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;

- применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворители солевых отложений или специальные реагенты;

- периодической промывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.

Гравийные фильтры не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют стенки забоя. Для укрепления призабойной зоны в пласт закачивают: Соотношение между дебитом скважин до и после образования песчаной пробки представлено на рис. 1 (по Маскету), из которого следует, что песчаная пробка существенно уменьшает дебит скважины… Читать ещё >

эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях ямбургского месторождения

Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Для нормальной эксплуатации скважин и поддержания технологического режима их работы необходимы периодические обследования состояния забоев и поддержание заданных дебитов газа и конденсата. Основные причины уменьшения дебитов газовых скважин в процессе их эксплуатации — разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое, обводнение скважин вследствие проникновения на забой контурных или подошвенных вод, накопление конденсата в призабойной зоне и на забое и связанное с этим уменьшение фазовой проницаемости для газа, разбухание глинистого материала в призабойной зоне вследствие его контакта с конденсационной и пластовой водой и уменьшение проницаемости призабойной зоны, закупорка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др. В начальные периоды после пуска скважины в эксплуатацию часто наблюдается улучшение продуктивной характеристики скважин, обусловленное очисткой призабойной зоны от бурового раствора и утяжелителя, оставшихся в призабойной зоне и на забое после окончания бурения.

Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения призабойнои зоны и образования песчаных пробок.

При вскрытии рыхлых, неустойчивых, разрушающихся коллекторов вынос частиц породы на забой скважин обусловлен превышением градиента давления в призабойнои зоне над допустимым:

Если песчаная пробка на забое накапливается, то она снижает дебит скважины, может привести к прихвату фонтанных труб и к выходу из строя забойного оборудования.

Соотношение между дебитом скважин до и после образования песчаной пробки представлено на рис. 1 (по Маскету), из которого следует, что песчаная пробка существенно уменьшает дебит скважины.

Установлено, что если пробка полностью перекрыла интервал перфорации, а проницаемость пробки равна проницаемости пласта, то дебит такой скважины будет составлять лишь 5% от дебита незасоренной скважины. Если даже проницаемость пробки будет в 10 раз выше проницаемости пласта (ближе к реальным условиям), то и тогда дебит скважины с пробкой будет составлять лишь 10% дебита скважины до ее образования. Влияние пробки можно проследить и по индикаторным линиям (рис.2).

Рис. 2. Индикаторные линии газовой скважины; 1- до образования песчаной пробки, 2 — после перекрытия интервала перфорацией песчаной пробкой.

Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может производиться путем ограничения отбора газа, принудительным выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверхность, а также применением забойных фильтров различной конструкции, креплением призабойнои зоны различными цементирующими составами.

Предотвращение образования песчаных пробок путем ограничения дебита сводится к установлению технологического режима постоянной предельно-допустимой депрессии на пласт.

Необходимо так эксплуатировать скважину, чтобы песок не осаждался на забое, а выносился на поверхность. Этого можно достичь спуском башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий и достаточной скоростью газа у башмака НКТ. В тех случаях, когда предельно-допустимая депрессия на пласт не обеспечивает проектного дебита скважины, на ее забое устанавливают фильтры. Фильтры также снижают дебит скважины, но значительно в меньшей степени, нежели песчаная пробка при перекрытии ею интервала перфорации. Существующими перфораторами не удается создать отверстия малого диаметра, поэтому фильтры изготавливают на поверхности и спускают затем на забой.

Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром от 1,5 до 20 мм, изготовленные из обсадных труб.

Применяют следующие фильтры: щелевые, кольцевые, проволочные, гравийные.

После обработки призабойной зоны в пласт закачивается конденсат для восстановления проницаемости в количестве до 3-х объемов закаченной смолы.

На газовых месторождениях Западной Сибири для удаления песчаных пробок применяют периодическую промывку забоя с предварительной задавши скважины, т. е. проводят подземный ремонт скважин.

ГОСТ

Причины и виды осложнений при эксплуатации скважин

Скважина – это горная выработка круглого сечения, которая пробуривается с поверхности земли или из подземной выработки (шахты) без какого-либо доступа к ее забойной зоне человека.

В процессе эксплуатации скважин возникает ряд осложнений, по причине длительной ее работы. Использование скважин производится в разнообразных климатических и других условиях, что становится причиной осложнений в их работе. Оптимальная работа скважин, согласно технологическому режиму, может быть нарушена по следующим причинам:

Преждевременного обводнения добываемого полезного ископаемого.
Отказа в работе наземного или подземного скважинного оборудования.
Износа используемого скважинного оборудования (насосы, обсадные колонны, трубы и т.п.)
Образования отложений в виде песка, продуктов коррозии, механических примесей, парафина и солей.

Нефтяной парафин – это смесь твердых углеводородов, которые отличаются друг от друга своими свойствами.

Много вреда в процессе работы скважин вызывается образованием нефтяного парафина. При добыче нефти его образование неизбежно, из-за температуры извлечения нефти на поверхность, которая всегда снижается по отношению к установленной, что способствует ее затвердеванию. Основным местом отложения парафина являются подъемные трубы.

Также эксплуатацию скважин осложняет отложение различных солей, которое происходит в основном в трубопроводах, пласте и скважине. Причиной таких осложнений является химическая несовместимость вод, которые поступают в скважину из различных горизонтов.

Повышение температуры жидкости в установках электроцентробежных насосов становится причиной отложения карбоната кальция. Основными компонентами являются магний, карбонат кальция и гипс. При эксплуатации скважин, которые оборудованы погружными центробежными электронасосами характерны осложнения в их работе, которые могут быть вызваны вибрацией подземного оборудования (из-за связи электродвигателя насоса с подъемными трубами). Еще одной причиной осложнения в процессе эксплуатации скважин вероятность прихвата поземного оборудования после глушения их специальными растворами.

Готовые работы на аналогичную тему

Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин

Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями:

Тепловые методы, которые основаны на способности парафина плавиться при воздействии и тепла и выноситься из скважины пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей (пар или горячая жидкость), электронагрев (суть способа заключается в установке в скважине источника тепла), использование передвижной установки на шасси автомобиля.
Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства.
Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов.
Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти.
Использование специальных покрытий для труб, которые в основном состоят из материалов с диэлектрической проницаемостью от 5 до 8 единиц.

Методы борьбы с осложнениями, которые могут быть вызваны отложением солей могут быть химические или безреагентные. К химическим методам относятся ввод в пласт или скважину ингибиторов, реагентов или высокоминерализированной воды, а к безреагентными относятся: применение защитных покрытий, изменения конструкций труб, воздействие на раствор магнитными полями.

Одной из причин осложнения работы скважин также является обводнение добываемой нефти, которое способствует образованию в ее стволе высоковязких эмульсий. Основным методом борьбы с данным видом осложнения является ввод реагента-деэмульгатора на прием насоса, который доставляется сюда при помощи дозирующих насосов через межтрубное пространство.

Наиболее широко применяемым методом борьбы с осложнениями, вызванными в результате отложения механических примесей, является предварительная очистка промышленных вод от них. В этом случае очистка воды может осуществляться несколькими способами: отстаивание, фильтрование, циклонирование. Но данные способы не всегда могут обеспечить требуемый результат. Поэтому в настоящее время разработаны и уже применяются на производствах оборудование, которое может очищать промышленную воду эффективнее. Обычно данное оборудование включает в свой состав гидроциклоны, фильтры тонкой очистки и коалесцирующие фильтры. Но такое оборудование требует значительных капитальных вложений, а иногда и изменение установившегося режима работы месторождения, поэтому принятие решения о его применение должно рассматриваться с экономической точки зрения.

Читайте также: