Проектирования выкидных линий от скважины оборудованной винтовой насосной установки до автомат групп замерной установки на месторождени

Эти же насосы используются в средах с нижеследующими характеристиками:

• Оптимальные решения для установки на мелких и средних глубинах для выкачивания объёмов продукции от 0,1 до 600 т/сут;
• Извлекает продукцию с большей долей песка, чем электрические погружные и скважинные насосы;
• Непрерывность подачи (отсутствие пульсации) благоприятно влияет на вынос песка из пласта;
• Извлекает продукцию с высоким коэффициентом газа в нефти без дополнительных ротационных и неподвижных газовых сепараторов;
• Извлекает тяжёлые вязкие жидкости, не понижая производительности и не повышая потребления энергии;
• Обладают свойством перекачивать коррозийные жидкости без использования внутренних деталей, изготовленных из дорогостоящих сплавов и керамики;
• Повышают общую производительность и снижают потребление энергии;
• Снижают затраты капитала и проектных вложений;
• Сокращают ремонтные расходы уже имеющегося оборудования;
• Сокращают расходы на установку и персонал в связи с уменьшением объёма работ;
• Небольшой надземный привод  и низкий уровень шума;
• Широкий выбор эластомера для различного применения;
• Широкий диапазон продукции;
• Привод применим для больших нагрузок на колонну штанг;
• Отсутствие клапанов и, следовательно, отсутствие проблемы газовых «пробок», в отличие от электрических погружных насосов;
• Не оказывают отрицательного влияния на окружающую среду;
• Длительность срока службы.

С  ростом  обводненности  свыше 50% могут  возникнуть проблемы, связанные с отложениями  солей  карбонатного  типа (CaCO3, MgCO3)  в подземном оборудовании и призабойной  зоне  пласта, а  также  в печах подогрева  при подготовке и перекачке  нефти. Поскольку не имеется проанализированных проб пластовых вод месторождения.

Пластовые воды меловых продуктивных горизонтов по классификации В. А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,04 – 1,051 г/см3. Величина минерализации варьирует от  55,23 г/дм3 до 74,27 г/дм3. Воды жесткие, величина общей жесткости изменяется от 149 до 221,74 мг-экв/дм3, горячие (t>30 оС), слабощелочные рН = 6,42-7,5. Содержание ионов в водах приведено в таблице 2.3.5.

Пластовые воды фундамента по классификации В. А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,076  г/см3. Минерализация вод фундамента достигает 107 - 110 г/дм3. Воды хлоркальциевого типа. Величина общей жёсткости достигает 894,6 мг-экв/дм3. Воды сильно метаморфизованы. Коэффициент метаморфизации достигает 0,72. Воды щелочные, рН = 8,44, весьма горячие (t = 85,8 оС). Лития в пластовых водах фундамента содержится до 4,1 мг/дм3, стронция - до 276,3 мг/дм3, фтора - до 14,5 мг/дм3, бора – до 167,6 мг/дм3. Приток воды из фундамента незначителен.

Режим работы залежей – упруговодонапорный.

Наличие в составе нефти месторождения значительного содержания  парафина и  смол  способствует  их отложению на стенках НКТ и осложнениям в добыче.

В ППЭ для предупреждения застывания на надземном и подземном оборудовании добываемой нефти под влиянием парафина рекомендовалась прокладка кабельных электрических линий от ГУ для подключения к ним саморегулирующихся кабелей марки 23FSLe2CT в комплекте с терморегуляторами (до 30 м на скважину). Этими кабелями армируются корпуса колонных головок и фонтанной арматуры под теплоизоляционным покрытием. Подключение кабельной комплектации устья скважины от питающих силовых кабельных линий ГУ производится от щитов управления СУС-22.

Однако, при  использовании в зимний  период  самогреющего кабеля  внутри ГУ-1 на технологической  линии,  желаемый результат не был получен.

Учитывая технико-экономические обоснования, рекомендуется применять следующие методы:

• устьевые нагреватели УН-02 для скважин, расположенных вдали от ГУ;
• для  скважин, расположенных вблизи от ГУ - электрические самогреющие кабели;
• для новых проектных добывающих скважин использовать НКТ с гладкими защитными поверхностями.

Рекомендуется применять для предупреждения парафиноотложений ингибиторы – химические вещества, небольшие (0,01 – 0,02%) добавки которых к нефти способны замедлять процесс образования  отложений. Удаление уже отложившихся АСПО рекомендуется осуществлять механическим, химическим или тепловым методами.

Применение ингибиторов  парафиноотложений  осуществляется  тремя способами: установкой глубинных дозаторов на хвостовике насоса и дозировочных насосов в затрубное пространство скважины, а также периодической заливкой реагентов в скважину через устройство типа капельницы.

В качестве ингибиторов парафиноотложений  рекомендуются реагенты ряда СНПХ (поставщик - Уруссинский опытно-химический завод, Республика Татарстан). Удельный расход 100 г/т добываемой нефти.

Применение ингибиторов парафиноотложений целесообразно на скважинах с дебитом  не менее 45 т/сут при обводненности до 10 %.

Применение ингибиторной защиты позволяет только замедлить процесс отложения парафина, но не прекратить полностью. Тем более в  составе нефти присутствуют смолы и асфальтены, на которые ингибиторы парафиноотложений влияние не оказывают. Таким образом, возникает необходимость периодической очистки призабойной  зоны пласта  и подземного оборудования скважин от АСПО не реже двух раз год. Для удаления АСПО со стенок НКТ необходимо периодически закачивать в затрубное пространство скважин горячую нефть (на основе легких и ароматических углеводородов в присутствии ПАВ), перегретого пара или паро-воздушной смеси. Под действием повышения температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидных линий. Для выработки пара можно использовать передвижные паровые установки ППУА-1200/100, для депарафинизации скважин горячей нефтью – АДПМ.

Для очистки выкидных линий от АСПО рекомендуется периодически запускать резиновые шары (торпеды).

Добиться  продуктивности  скважин  особенно трудно там,  где  пластовые  пески  склонны к разрушению. При выносе песка наиболее существенным осложнением является образование  песчаных  пробок  в  эксплуатационных  и лифтовых  колоннах  скважин, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления продуктивности скважин обычно  используют  следующие  методы:

• удаление пробки промывкой или желонированием;
• установка на  забое скважин специальных средств  задержания песка;
• снижение дебитов в целях уменьшения интенсивности  выноса  песка  из пласта в скважину;
• увеличение  скорости движения  жидкости  в трубах, либо применение  лифтовых труб меньшего  диаметра.

Наиболее простым методом является установка средств механического  задержания песка. Для этой цели используются проволочные, щелевые и намывные гравийные  фильтры. При применении этого метода  борьбы с пескопроявлениями  важным  конструктивным аспектом является правильный  выбор ширины щелей или  размера пор  гравия  по отношению к диаметру частиц  выносимого из пласта песка.

Рекомендуя применение гравийных фильтров в виде щелевых с гравийной  насыпкой для месторождения можно дать  следующие  конструктивные   размеры  щелей и диаметр  гравия:

1. диаметр  щелей принять равным двукратному диаметру 50% отсева  песка или 0,5 мм;
2. диаметр  гравия  принимать равным 8 – 10-кратному  диаметру 90%-ного отсева на кривой  гранулометрического  состава пластового песка (0,25)  или 2,0 – 2,5 мм.

Применение  щелевых фильтров с гравийной насыпкой не требует специальной  конструкции  забоя скважин.

Существующие методы борьбы с выносом песка условно подразделяются на:

- химические способы (обработка  песка в пласте);

- механические способы (перекрытие  песка на забое).

К химическим методам относят искусственное закрепление рыхлых песков путём ввода в пласт цементирующих веществ или образования их непосредственно в пласте путём окисления нефти.

Механический способ заключается в экранировании скважины от песка путём спуска на забой различного рода фильтров или образование их на месте путём намывки.

На стадии пробной эксплуатации месторождения коррозионная активность добываемой продукции была незначительной. Свидетельством этого является низкая доля компонентов углекислого газа (0,71-1,65%)  в добываемой продукции, отсутствие сероводорода и невысокая обводненность. Но в присутствии водонефтяной эмульсии в добываемой продукции коррозийная активность может возрасти.

  Как предполагалось  ранее, в системе  сбора  и транспорта  нефтяной продукции коррозионные  процессы по отношению  к стальному  оборудованию не проявлялись из-за малой  обводненности нефтяной продукции. Это соответствует такому режиму смесей, при котором пластовая вода в эмульсии является внутренней фазой, не смачивает стенки труб и не вызывает  коррозии. Такой режим движения продукции  может сохраняться  по всей длине  трубопровода при обводненности  не более 30%.

Дальнейший  рост обводненности  приведет к обращению эмульсии. В этом случае вода станет внешней фазой,  и будет постоянно контактировать с металлом, что приведет к появлению внутренней коррозии нефтепровода в виде язв, канавок и других разрушений.

Наиболее опасные последствия вызывает коррозия насосно-компрессорных труб и обсадных колонн.

Нарушения герметичности обсадных колонн связаны с коррозией тела обсадных труб, когда цементное кольцо за колонной часто имеет различные нарушения и не доводится до устья скважины. Внутренняя поверхность обсадных труб подвергается воздействию среды, заполняющей межтрубное пространство.

Если наружной коррозии, обусловленной геолого-техническими факторами подвержены все категории скважин, то внутренней коррозии подвержены, в основном нагнетательные (поглощающие), скважины. Утилизация промысловых вод одна из самых коррозионно-опасных факторов нефтедобычи на месторождении.

Для защиты от коррозии НКТ и внутренней поверхности обсадных колонн, а также эксплуатационных линий скважин существуют несколько видов борьбы. Учитывая рост обводненности на промышленной стадии разработки месторождения следует предусмотреть ингибиторную защиту, как наиболее эффективный способ в условиях добычи нефти. В этом случае используются водорастворимые или вододиспергируемые ингибиторы, которые необходимо вводить непосредственно в отделившуюся пластовую воду.

Методы защиты добывающих и нагнетательных (поглощающих) скважин

 

При ингибиторной защите надземного оборудования добывающих скважин необходимо будет учитывать конструкцию и способ эксплуатации скважин.

Подачу ингибиторов в добывающие скважины можно осуществлять тремя способами:

1. периодической подачей в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемными трубами (НКТ);
2. систематической (постоянной) подачей с помощью дозаторных установок;
3. периодическим нагнетанием в призабойную зону пласта.

При первом способе между обсадной колонной и трубами (у башмака) следует предусмотреть герметизацию пакерующим устройством (манжетой) с небольшим (3-7 мм) отверстием для выхода ингибитора.

При втором способе вблизи к устьям скважин на территории ПСН следует предусмотреть дозаторный пункт с емкостью для хранения  ингибитора. Расчет дозировки ингибитора осуществляется исходя из дебита  пластовой воды.

Более высокий эффект достигается при непрерывной подаче ингибиторов в систему. Для приготовления и дозировки ингибриторов коррозии рекомендуется  применять современные  блочные  установки  или  дозировочные  насосы с высокими КПД отечественного производства (СНГ) или же иностранных компаний.

Для обеспечения бесперебойной работы установок подачи ингибиторов рекомендуется на их приемных линиях  предусмотреть установку фильтров, а линии подачи реагентов утеплять. Емкости для хранения ингибиторов необходимо оборудовать устройствами для обогрева.

Для защиты  от  коррозии  трубопроводов  при  обводненности 50%  и  более  предлагается использовать водорастворимые ингибиторы коррозии типа,  «ВИСКО – 938»  и  «Бактериам – 607».

По третьему способу можно рекомендовать периодическую обработку задавливанием ингибитора в пласт. Закачку ингибитора в продуктивный пласт применяют для защиты подземного оборудования, используя призабойную зону скважин в качестве естественного и длительно функционирующего дозатора. Объем ингибитора для задавки в пласт выбирается  с учетом периодичности между обработками, защитной концентрации реагента, времени после действия (количества ингибитора должно хватить для формирования защитной пленки на металле труб на всей их протяженности до устья при данной скорости потока), избытка ингибитора для компенсации необратимой адсорбции на породах пласта.

Большой эффект в снижении скорости коррозии достигается при использовании ингибиторов коррозии слаборастворимых как в нефти так и в водной фазе (водонефтедиспергируемые).

При выборе ингибиторов коррозии и технологии их применения с целью защиты подземного и надземного оборудования нефтяных скважин, можно руководствоваться вышеприведенными данными, либо данными опытно-промысловых испытаний аналогичных близлежащих  месторождений или же результатами лабораторных испытаний на модельных средах с подбором необходимой дозировки от компаний-поставщиков.

Другой способ защиты оборудования  водяных (поглощающих) скважин - спуск колонн (хвостовика) из коррозионно-стойких материалов или с защитными покрытиями.

Необходимость применения электрохимической защиты (катодная зашита) на нефтепроводных и водопроводных коммуникациях обусловлена агрессивностью грунтов.  

 

Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, осуществления контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пульта.