Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Особенность разработки месторождения

Мероприятия по предупреждению и борьбе с парафиноотложениями.

Основными осложняющими факторами на месторождении являются парафиносолеотложения в призабойной зоне скважин, в подземном и наземном оборудовании.

В настоящее время на месторождении для обработки призабойной зоны пласта и очистки подземного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) применяются тепловые методы, в частности, технология обработки скважин горячей нефтью с использованием агрегатов депарафинизаторов модернизированных (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл). Устройство АДПМ-12/150, например, представляет собой нагреватель вертикальный, цилиндрический, прямоточный, змеевикового типа для нагрева нефти до температуры плюс 150 0С при давлении до 16 МПа.

Успешность тепловых обработок 68%. Средняя продолжительность работы скважины с восстановленным дебитом после обработок - 9 сут. Межочистной период 52 дня.

Обобщая изложенное, следует отметить, что на месторождении технология депарафинизации подземного оборудования скважин горячей нефтью представляется наиболее эффективной с использованием модернизированных агрегатов - депарафинизаторов (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл).

Анализ осложнений, связанных с парафинизацией наземного оборудования.

На месторождении предотвращение застывания нефти и нефтяной эмульсии в выкидных трубопроводах, особенно в холодный период года, решалась путем применения выкидных трубопроводов с тепловой изоляцией и устьевого подогрева. Однако, тепловая изоляция, несмотря на ее достаточную эффективность, была реализована на ограниченном фонде скважин. В качестве устьевых подогревателей использовались печи, работающие на попутном газе.

Наиболее эффективным является применение теплоизолированных стальных выкидных трубопроводов или трубопроводов из стекловолоконного материала и устьевого подогрева. Поскольку с увеличением обводненности продукции содержание в ней попутного газа снижается, в качестве печей устьевого подогрева рекомендуются печи типа ТЭН.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями.

Анализ осложнений, связанных с солеотложениями в призабойной зоне скважин и нефтепромысловом оборудовании, и способов их предотвращения

Основной проблемой эксплуатации УЭЦН является отложения солей на сетке газосепаратора, рабочих колесах насоса и др. На рабочих частях и поверхностях электронасосов образуется осадок, что приводит к нарушению теплообмена и выходу насоса из строя.

Эффективность от закачки кислотных растворов определялась по изменению дебита скважин. Изменение работы скважин до и после кислотной обработки представлено на рисунке 5.1. Работы по удалению солеотложений кислотныхми композициями были продолжены и по состоянию на 01.03.06 было проведено 54 кислотныеобработки. В состав кислотной композиции входила ортофосфорная кислота или плавиковая кислота с обязательным добавлением ингибитора коррозии. В качестве ингибитора коррозии использовался реагент Додикор-V 4712.

Анализ осложнений, связанных с солеотложениями в наземном нефтепромысловом оборудовании, и способов их предотвращения.

С целью выбора ингибитора для защиты наземного оборудования от солеотложений на нефтесборном коллекторе НГДУ-2 ПФ "ОМГ" были проведены опытно-промысловые испытания ингибитора "Ранскейл-4101", разработанного казахстанским производителем ТОО "Рауан" (г. Атырау) совместно с американской компанием "Nalco".

Перед проведением испытаний произведен осмотр узлов учета и фильтров ГУ-110 и ГУ-48. Осмотр установил:

На ГУ-48 отложение солей составляет 5 мм;

На ГУ-110 отложения солей составляют 2мм.

Испытания ингибитора солеотложений "Рауан-4000" проводились в течение месяца. По истечении месяца при вскрытии катушек результаты испытаний показали, что эффективность ингибитора "Рауан-4000" составила 88, 5%.

Похожие статьи




Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Особенность разработки месторождения

Предыдущая | Следующая