Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа
Главная
Геология, гидрология и геодезия
Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"
Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения нефти. Описание текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть". Технологии предотвращения образования сульфидосодержащих солей в скважинах. Экономическая эффективность удаления осадков.
посмотреть текст работы
скачать работу можно здесь
полная информация о работе
весь список подобных работ
Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Анализ причин и совершенствование методов предотвращения и борьбы с солеотложениями в НГДУ "Арланнефть".
Диплом содержит 87 cтраниц, 7 рисунков, 13 таблиц, 24 использованных источника, 6 графических приложений.
Приведены сведения о геологическом строении месторождения, свойствах жидкостей, о текущем состоянии разработки месторождения.
При выполнении работы использованы результаты анализа геофизической, геолого-промысловой информации, гидродинамические и экономические методы исследований и расчётов.
Описаны основные причины и условия солеобразования в процессе разработки Арланского нефтяного месторождения, рассмотрены зоны отложения осадков и определение их местоположения. Приводится методика прогнозирования образования комплексных осадков с сульфидом железа в добывающих скважинах. Рассмотрены методы борьбы с отложениями комплексных осадков, технологии по удалению и предотвращению образования солей, защите обсадной колонны скважины и нефтепромыслового оборудования. Выполнены расчеты: прогнозирования вида осадка и обработки скважины по предупреждению выпадения солей, экономической эффективности применения новой технологии, экономической эффективности технологии по предупреждению образования сульфидосодержащих осадков при КРС. Рассмотрены вопросы техники безопасности, охраны труда и окружающей среды на производстве.
Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов
1) АСПО - асфальтосмолопарафинистые отложения
2) АСПКН - асфальтосмолопарафинистые компоненты нефти
3) ГНО - глубинно-насосное оборудование
6) КРС - капитальный ремонт скважины
7) МРП - межремонтный период скважины
8) НГДУ - нефтегазодобывающее управление
9) НКТ - насосно-компрессорные трубы
10) НПЗ - нефтеперерабатывающий завод
11) НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота
13) ППП - промышленно-производственный персонал
14) ПРС - подземный ремонт скважины
15) СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии
17) ССО - сульфидосодержащие осадки
19) СШНУ - скважинная штанговая насосная установка
22) ТТНК - терригенная толща нижнего карбона
23) УКПН - установка комплексной подготовки нефти
24) УЭЦН - установка электроцентробежных насосов
26) ЭЦН - электроцентробежный насос
1. Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения
1.1 Стратиграфия и тектоническое строение
1.2 Гидрогеология региона и химический состав пластовых вод
1.4 Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона
1.5 Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"
2. Образование отложений солей в скважинах
2.3 Прогнозирование видов комплексных осадков в добывающих скважинах
2.4 Зоны отложения солей и определения их местоположения
3. Борьба с отложениями солей при добыче нефти
3.1 Методы удаления комплексных осадков
3.2 Технологии предотвращения образования сульфидосодержащих солей в скважинах с сульфидом железа без подъема ГНО
3.3 Удаление образовавшихся в ЭЦН отложений солей с сульфидом железа без подъема глубинно - насосного оборудования
3.4 Предотвращение образования солей
3.5 Предотвращение образования сульфида железа, комплексных осадков, коррозии в затрубном пространстве скважины
3.6 Повышение эффективности борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти
3.7 Расчет прогнозирования вида комплексного осадка в добывающей скважине
4. Экономическая эффективность удаления и предотвращения образования сульфидосодержащих осадков на Арланском месторождении
4.2 Расчет экономической эффективности от применения новой технологии
4.3 Расчет экономической эффективности технологий по предупреждению образования сульфидсодержащих осадков при КРС
5. Безопасность и экологичность проекта
5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа
5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов
5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности
Химический состав в мг-экв/100г следующий: ионов сульфата - 0,45-0,92; кальция - 35,9-41,2; хлора - 394,3-401,0; карбоната - 0,13-0,16; магния - 19,7-24,6; натрия и калия - 335,7-346,3.
Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м 3 ), сернистые (до 3,3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Вязкость при 20 0 С в поверхностных условиях 37-46 мПа.с, упругость паров - 35-45 мПа.
Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях в среднем 871 кг/м 3 , разгазированной - 892 кг/м 3 . Давление насыщения - 7,8 МПа. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м 3 /т), в среднем 16,5 м 3 /т. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.
По мере приближения к водонефтяному контакту возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность.
Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан.
Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01-0,005).
1.4 Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона
ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Стратиграфический возраст отложений толщи достаточно четко определен как визейский и лишь нижняя ее часть отнесена к верхнетурнейскому.
В разрезах скважины наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитовых и аргиллитовых пластов. Максимальное их число - 9. Однако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.
Наиболее выдержаны по площади пласты II и VI, лишь на севере и северо-востоке отмечается довольно устойчивое развитие песчаного пласта III.
Ниже приведены данные, характеризующие особенности строения основных продуктивных пластов VI и II.
Пласт VI присутствует примерно в 92-95% скважин. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми аллевролитами. Песчаники светло- и темно-серые в зависимости от глинистости и углистости, иногда известковистые за счет кальцитового цемента. Зерна слабо сцементированы. Тип цементации - контактовый.
Толщина пласта песчаников достигает 36 метров, изменяясь на небольших расстояниях до полного замещения.
Водонефтяной контакт по площади месторождения меняется от минус 1175 метров на юго-востоке до минус 1188 метров на северо-западе. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем по площадям меняется в пределах 82-87%. Пористость песчаников пласта VI составляет 24%, нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5 метров, проницаемость песчаников до 1,83 мкм 2 .
Пласт II - основной по запасам продуктивный пласт Арланского месторождения. На Арланской площади в нем сосредоточено около половины всех запасов ТТНК. Развит на большой части месторождения. Толщина пласта от 0,8 до 16 метров. Представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников колеблется от 12 до 30%. Проницаемость самая различная от 0,05 до 1,7 мкм 2 и более. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем равна 0,82. На месторождении в этом пласте имеется одна небольшая по площади залежь, приуроченная к своду структуры.
1.5 Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"
В 2013 году из всех объектов разработки НГДУ "Арланнефть" добыто 1966,0 тыс. т нефти и отобрано 41625,8 тыс. т жидкости.
Суточная добыча нефти составила 5016 т/сут., суточный отбор жидкости составил 121076 т/сут. Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2000 году составил по нефти - 2,7 т/сут., по жидкости - 56,9 т/сут. Основной объем добычи нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона.
Из всех объектов добыто 207782,4 тыс. т нефти или 32,3% от начальных балансовых и 82,4% от начальных извлекаемых запасов. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил 0,8%, а от остаточных извлекаемых запасов - 4,2%.
Пробуренный фонд по НГДУ "Арланнефть" на конец 2013 года составил 4772 скважины.
Обводненность составила 95,3%, что выше уровня прошлого года на 0,4%. Действующий фонд на 01.01.2014 года составил 2267 скважин, из них с водой работали 2267 или 100% от всего фонда.
В 2013 году в продуктивные пласты закачано 33204,6 тыс. м 3 воды.
Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 391 м 3 /сут. Рабочим агентом закачки является вода следующих типов: сточная с УКПН и ТВО; сточная с комбината "Искож"; пластовая с глубинных горизонтов; пресная с Камского водозабора.
Обычно добывающие скважины оборудуются СШНУ или УЭЦН. Другие виды насосов (диафрагменные, винтовые) применяются в крайне ограниченном количестве. Так, по состоянию на 01.01.2014 г. в НГДУ "Арланнефть" имелось 1745 скважин (77,1% от всего добывающего фонда), оборудованных СШНУ и 478 скважин (21,1%), оборудованных УЭЦН. В то же время доля добычи жидкости при использовании СШНУ составила 12,5%, а при использовании УЭЦН - 87,3%. Это указывает на основную роль в добыче жидкости скважин, оборудованных УЭЦН.
Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы ГНО, особенно скважин, оборудованных УЭЦН. В 2013 году в НГДУ "Арланнефть" он составил 799 суток, а по ряду скважин 1000 суток и более. В тоже время в 2013 году более 20% установок, вышедших из строя, не отработали гарантийный срок - 1 год, на 16 скважинах было произведено по два и более подземных ремонта, связанных с восстановлением работоспособности УЭЦН, т.е. межремонтный период по ним составляет 40-120 суток.
Образование отложений солей в рабочих органах ЭЦН и вызываемый ими износ является основной причиной как преждевременных выходов установок из строя, так и аварий, связанных с падением их на забой скважин.
Динамика фонда осложненных скважин представлена в таблице 1 [2]. Рост осложненных скважин увеличивается и на сегодняшний день борьба с отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении.
Динамика фонда осложненных скважин по НГДУ "Арланнефть" за 2008-2013 гг.
2. Образование отложений солей в скважинах
Образование отложений неорганических солей в скважинах Арланского месторождения впервые отмечено на Ново-Хазинской площади. Вначале отложение солей проявлялись лишь в единичных скважинах, но с 1971-1972 годов интенсивность солеобразования в скважинах резко возрастает. В последующие годы процесс отложения неорганических солей распространяется на скважинах Николо-Березовской, Арланской и Вятской площадей, а борьба с ними перерастает в сложную научно-техническую проблему.
Исследованиями показано, что основным компонентом отложений в те годы являлся гипс. В качестве примесей в состав отложений входят карбонаты кальция и магния, сульфаты магния и бария, окислы и сульфид железа, асфальтосмолопарафинистые компоненты нефти, гигроскопическая влага.
В конце 80-х начале 90-х годов отложения стали трансформироваться, приобретать комплексный характер. Отложения с преимущественным содержанием сульфатов стали встречаться значительно реже. В то же время происходит увеличение количества отложений, представленных сульфидами железа (FeS) с сульфатами и карбонатами кальция (CaSО4 и CaCО3) и АСПО в качестве примесей.
В таблице 2 представлен состав осадков, обнаруженных в 90-х годах в скважинах Арланского месторождения.
По групповому составу отложения классифицируются как гипсосульфидоуглеводородные, карбонатосульфидоуглеводородные. Виды отложения солей, встречающиеся в скважинах представлены в таблице 3.
Состав осадков, обнаруженных в 90-х годах в скважинах.
Виды отложений, встречающиеся в скважинах
Наименование типа (вида) отложений по составу
Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию, то есть, когда соблюдается неравенство Ci ? CРi, где Сi - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению осадков, СiР- равновесная концентрация (предельная растворимость) соединения или иона при данных условиях. Это неравенство смещается в сторону выпадения осадков либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости). Первое из этих условий возникает обычно при смещении вод разного состава, химически не совместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления выделения газов когда в исходном растворе снижается величина равновесной концентрации [3].
Необходимым условием формирования комплексных отложений является наличие в попутно добываемых водах ионов железа, сероводорода, сульфатов или карбонатов. Сероводород в нефтяных пластах Арланского месторождения образовывается под влиянием жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые широко распространены в водах, используемых для заводнения нефтяных пластов, в том числе закачка сточных вод комбината "Искож".
Наиболее благоприятные условия для протекания процессов сульфатредукции создаются в призабойной зоне пласта, в застойных водах резервуаров, установках подготовки нефти и сточных вод. Жизнедеятельность СВБ вызывает ряд серьезных проблем на нефтяном месторождении, таких как коррозия, загрязнение сероводородом добываемой нефти, газа и воды, биодеструкция химпродуктов при добыче нефти, образование отложений с сульфидом железа.
Скорость коррозии металла в системе заводнений в результате воздействия СВБ в отдельных случаях возрастает в несколько раз, при этом срок службы сокращается до 0,5-2 лет, вместо 15. Наличие на поверхности металла закрепленных колоний СВБ снижает эффективность ингибиторной защиты, что приводит к дополнительным затратам.
Развитие микроорганизмов в ПЗП может способствовать разрушению пласта, как за счет растворения цементированного материала, так и за счет нарушения его структуры, ослабления сцепления отдельных частиц и конгломератов. В результате увеличивается количество выносимых частиц породы пласта, которые вместе с образовавшимися сульфидами железа образуют сульфидопесчаные осадки, отлагающиеся в стволе скважины и в глубинно-насосном оборудовании.
В таблице 4 показана бактериальная зараженность попутно добываемых и закачиваемых вод. Из таблицы видно, что большое количество СВБ находится в нагнетательных скважинах, то есть в результате закачки сточных вод с комбината "Искож" и с установки подготовки нефти и воды.
Бактериальная зараженность попутно добываемых и закачиваемых вод.
Считается, что первоначально СВБ вносятся в пласт еще на стадии разведочного бурения вместе с закачиваемой водой и реагентами для бурения.
Процесс осадкообразования контролируется по шестичленному анализу попутно добываемой воды, наличию в ней ионов железа Fe, сероводорода Н2S, СВБ, водородного показателя рН и коэффициентов насыщенности по сульфатам и карбонатам КSO4 и KCO3. Наличие железа и сероводорода является необходимым условием формирования отложений сульфида железа. Частицы сульфида железа, являясь центрами кристаллизации, инициируют образование других солей и твердых углеводородов нефти. Если добываемая пластовая вода имеет коэффициент насыщенности сульфатами более единицы, и в ней отсутствуют ионы железа или сероводорода, то в скважине образуются гипсоуглеводородные отложения (первый тип). При насыщенности добываемой пластовой воды сульфатами и карбонатами при присутствии в ней сероводорода, иона двух и трехвалентного железа, СВБ образуются соответственно гипсосульфидоуглеводородные (второй тип) и карбонатосульфидоугле-водородные отложения (третий тип) [4, 5].
В таблицах 2.4 и 2.5 представлены результаты лабораторных анализов по определению конкретных значений вышеназванных показателей по добывающим скважинам Арланского месторождения, в которых происходило образование комплексных осадков с сульфидом железа.
Из таблицы 5 и 6 видно, что если добываемая вода имеет коэффициент насыщения сульфатами больше единицы и отсутствуют ионы железа или сероводорода, то в скважине образуются отложения 1-го типа - гипсоуглеводородные. При содержании на устье скважины ионов железа от 1 до 92 мг/л, сероводорода от 3,0 до 62,0 мг/л, СВБ от 10 до 1000 кл./м 3 имеются реальные условия образования комплексных осадков с сульфидом железа. Осадки 2-го типа образуются при перенасыщенности вод сульфатами начиная от 0,9 мг/л и более, осадки третьего типа образуются при перенасыщенности вод карбонатами от 0,1мг/л и более сульфатами от 0,07 до 0,9 мг/л.
Таким образом, на сегодняшний день можно считать установленную основную причину образования осадков сложного состава на скважинах Арланского месторождения - это закачка в течение длительного времени пресных вод, зараженность продуктивных пластов, система сброса и подготовки нефти сульфатвосстанавливающими бактериями.
Таблица 5. Состав попутно-добываемой воды из скважин Арланского месторождения
состав попутно-добываемых вод, мг/л
Таблица 6. Состав отложений солей из скважин Арланского месторождения
2.3 Прогнозирование видов комплексных осадков в добывающих скважинах
Прогнозирование и контроль за солеотложением при добыче нефти имеет большое практическое значение, так как от предсказания и своевременного обнаружения солевых остатков в скважинах, на насосном оборудовании, в системах внутрипромыслового сбора и подготовки нефти зависит эффективность мероприятий по их ликвидации, предупреждению и защите нефтепромыслового оборудования.
Прогнозирование образования комплексных осадков в добывающих скважинах НГДУ "Арланнефть" базируется на шестикомпонентном анализе попутно добываемых вод, анализе содержания ионов двух- и трехвалентного железа, сероводорода, методиках прогнозирования образования сульфата и карбоната кальция, результатах статистической обработки промысловых материалов по изучению состава попутно добываемых вод и видов комплексных осадков.
Впервые методика прошла промышленную апробацию в НГДУ "Краснохолмскнефть" и НГДУ "Арланнефть" [6].
Перечень и последовательность основных видов работ, необходимых для прогнозных расчетов следующий:
а) Химический анализ попутно добываемых вод:
- 0,3 л. с консервантом - уксуснокислым кадмием (объемом 25 мл)
2) Определить в пробе воды без консерванта:
- содержание двух- и трехвалентного железа, мг/л;
3) Определить в пробе воды с консервантом содержание сероводорода, мг/л.
б) Расчет склонности попутно добываемых к образованию комплекса сульфата кальция (метод Скилмана-Мак-Дональда).
Метод основан на измерении термодинамической растворимости и имеет теоретическую основу. Растворимость сульфата кальция рассчитывается по формуле
где Sрасч - расчетная растворимость сульфата кальция, мг-экв/л;
x - избыточная общая концентрация ионов, мг/л;
К - константа растворимости продукта.
м=[1,4?Cl- +2,1?SO2-4+0,8?HCO-3+5?Ca2++8,2?Mg2++
где ионы Cl-, SO2-4, HCO- 3, Ca2+ , Mg2+ , Na+ , K+ выражены в мг/л.
Исходя из ионной силы м и температуры t находится константа растворимости К по таблице 7.
Рассчитать избыточную общую концентрацию ионов x по формуле
х = (2.5• Ca2+ - 1,04• SO2-4) • 10-5, (2.3)
Полученные величины подставляем в формулу (2.1) и находим расчетную растворимость сульфата кальция, которая сравнивается с действительной концентрацией ионов кальция и сульфат-ионов присутствующим в воде. Далее необходимо выбрать меньшую из двух концентраций и перевести выбранную концентрацию из мг/л в эквивалентную форму, используя следующие формулы
Sфакт = SO2-4 • 68,07 / 48,03, (2.4)
Sфакт = Ca2+ • 68,07 / 20,04, (2.5)
Приближенные значения константы растворимости сульфата кальция при различных ионных силах м и температуре t0.
если Sрасч < Sфакт, то возможно образование отложений сернокислого кальция,
если Sрасч > Sфакт, то вода не насыщена сернокислым кальцием и нет условий для образования отложений.
Далее рассчитывается коэффициент перенасыщенности по формуле
если КSO2-4 более 1, то имеются условия для образования гипса,
если КSO2-4 менее 1, то условия для образования отложений отсутствуют.
в) Расчет склонности пластовой воды к образованию комплекса карбоната кальция по методу Стиффа-Девиса.
Склонность пластовой воды к осадкообразованию карбоната кальция рассчитывается по данным химического анализа состава воды, ионной силы, водородного показателя воды по формуле
pH - определенный водородный показатель воды;
pCa - отрицательный логарифм концентрации ионов кальция;
pAlk - отрицательный логарифм общей щелочности воды;
k - коэффициент активности, зависящий от ионной силы воды и температуры.
1) Взять общую ионную силу м воды, рассчитаннуя по формуле (2.2);
2) При заданной температуре и общей ионной силе определить коэффициент k;
3) По данным содержанием ионов кальция (мг/л) в исследуемой воде определить рСа;
4) Вычислить общую щелочность воды по формуле
где концентрации HCO-3 и CO2-3 выражены в мг/л;
5) Для данной общей щелочности воды Alk найти отрицательный логарифм общей щелочности Alk;
6) Рассчитать склонность воды к отложению карбоната кальция по формуле (2.7).
Если Si более 0, то вода склонна к отложению карбоната кальция.
Если Si менее 0, то вода не склонна к отложению карбоната кальция, однако создались условия для образования сульфида железа.
Далее проводится математическая обработка данных с целью прогнозирования возможности осадконакопления и его вида с привлечением теории адаптации и обучения.
Программы обработки исходной базы данных позволяют решить следующие задачи:
- какие факторы влияют на исследуемый процесс осадконакопления;
- какова информативность факторов в исследуемом процессе;
- задачи прогнозирования вида отложения.
В исходную базу данных входят водородный показатель воды, плотность воды, ионный состав по шести компонентам, содержание сероводорода, ионов железа, количественный анализ отложений на предмет содержания сульфатов кальция, карбонатных солей и сульфида железа, коэффициенты перенасыщенности вод по сульфат - и карбонат-ионам.
Обработка промыслового материала ставила целью прогнозирование содержания в образующихся осадках карбонатов, сульфидов железа и гипса.
Анализ экспериментальной информации показал высокую коррелируемость признаков, поэтому для выделения существенных признаков был применен метод главных компонент. Для более устойчивого анализа информации каждый признак был разделен на свой максимум.
На основе корреляционной матрицы были найдены собственные числа лi и построены собственные векторы U i.
где i принимает значения от 1 до 9;
Х 1 - удельный вес воды (Хmax 1 = 1190 кг/м 3 );
Х 2 - содержание ионов SO2-4 (Хmax 2 = 3187 мг/л);
Х 3 - cодержание ионов HCO-3 (Хmax3 = 567.3 мг/л);
Х 4 - содержание ионов Ca2+ (Хmax4 = 22800 мг/л);
Х 5 - содержание ионов Mg2+ (Хmax 5 = 18240 мг/л);
Х 6 - содержание Fe2+3+ (Хmax6 = 91,9 мг/л);
Х 7 - содержание H2S (Хmax7 = 62.0 мг/дм 3 );
Х 8 - коэффициент перенасыщенности сульфат ионами (Хmax 8 = 2,78);
Х 9 - коэффициент перенасыщенности карбонат ионами (Хmax9 = 2,94);
Построены уравнения линейной регрессии по 4 главным компонентам
Y 1 = 28,12 - 27,98 Z 1 - 21,69 Z 2 + 26,14 Z 3 + 0,76 Z 4, (2.11)
Y2 = 23,26 - 19,21 Z 1- 22,92 Z 2+ 24,59 Z 3 + 6,94 Z 4, (2.12)
Х3 = 32,94 + 46,48 Z 1+ 45,89 Z 2- 50,12 Z 3+ 3,4 Z 4, (2.13)
где Х1, Х2, Х3 - соответственно карбонат кальция, сульфид железа и сульфат кальция.
Наиболее информативными являются первые две главные компоненты Z 1 и Z 2. Для определения вида отложений были построены соответствующие графики по значения Z 1 и Z 2. Их анализ позволил получить следующие результаты:
- Если в составе комплексных отложений есть отложения гипса (Y3), то, как правило, отсутствуют отложения карбонатных солей (Y1). Количество скважин, где происходит отложение гипса и твердых углеводородов (1-ый тип), составляет около 10% от количества осложненных осадками скважин. Количество скважин, где происходит отложение гипса, сульфида железа и твердых углеводородов (2-ой тип), составляет 20% от всего количества скважин. Количество скважин, где происходят отложения карбонатных солей, сульфида железа и АСПО (3-ий тип) составляет около 70% от всего количества скважин, осложненных осадками.
- Между осложнениями сульфида железа Y2 и карбонатными солями (Y1) диагностируется устойчивая обратная линейная связь, которая описывается уравнением
- Разбивая процентное содержание отложения карбонатных солей, сульфида железа и гипса на 2 класса (А - соответствующее содержание отложения менее 50% и В - в противном случае), удалось создать следующее правило
Если Z 1 более 0,6 и Z 2 более минус 0,1, то вероятность появления отложений гипса (1-ый тип) более 75%, а появление отложений карбонатных солей и сульфида железа маловероятно.
Если Z 1 более 0,6 и Z 2 входит в промежуток от минус 0,3 до минус 0,1,то вероятность появления отложений гипса и сульфида железа (2-ой тип) более 90%.
Если Z 1 более 0,6 и Z 2 входит в промежуток от минус 0,3 до 0, то вероятность появления карбонатных солей и сульфида железа (3-ий тип) более 75%.
Таким образом, появилась возможность прогнозировать образование комплексных осадков в конкретных добывающих скважинах.
2.4 Зоны отложения солей и определения их местоположения
Основным методом установления зон отложения сложных осадков является визуальный осмотр извлеченного оборудования при подземном и капитальном ремонтах скважины.
При эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (СШНУ), характерными местами накопления осадков является устьевая арматура, насосно-компрессорные трубы (НКТ), клапанные узлы насоса, приемный фильтр, нижние трубы хвостовика. При эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), местами накопления осадков является устьевая арматура, НКТ, обратный клапан, рабочие органы ЭЦН, приемная сетка, протектор, наружная часть электродвигателя и кабеля [7, 8].
Одновременно накопление осадков сульфида железа происходит на забое скважины. В ряде случаев объем этих осадков перекрывает интервал перфорации. Эти скопления происходят в результате их осаждения в столбе воды, расположенной ниже приема насоса. Скопление на забое легко размывается потоком жидкости при промывке скважины.
В период эксплуатации осложненных скважин производятся замеры дебита, динамического уровня и отбивка глубины забоя скважины.
Отложение осадков в порах продуктивного пласта должно ухудшать его фильтрационные характеристики, изменения которых можно оценить по результатам гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах. По полученным кривым восстановления давления можно оценить фильтрационные характеристики удаленной зоны пласта. Постоянство гидропроводности, проницаемости удаленной зоны пласта или их увеличение в связи с обводнением залежи будет свидетельствовать о том, что комплексные осадки с сульфидом железа в удаленной зоне не отлагаются. Ухудшение фильтрационных характеристик будет свидетельствовать о возможном отложении солей в пласте. При этом следует учитывать и другие процессы, способные вызвать ухудшение фильтрационных характеристик - разбухание глин при закачке в пласт пресной воды или выпадение парафина в порах пласта.
Отложение осадков в призабойной зоне скважины всегда четко фиксируется при исследовании скважин на установившихся отборах по уменьшению коэффициентов продуктивности скважин. Отложение солей в призабойной части продуктивного пласта будет приводить к снижению проницаемости и эффективной толщины пласта, а отложение сульфида железа, гипса в перфорационных каналах - к увеличению несовершенства по характеру вскрытия.
В период между подземными ремонтами в осложненных скважинах наблюдается снижение дебитов жидкости и повышения динамических уровней. Это свидетельствует о том, что причиной снижения дебитов была закупорка приемной части насосов осадками [9, 10].
Визуальным осмотром подземного оборудования после его подъема установлено, что в скважинах, где содержание песка более 30-50 г/м 3 идет интенсивное образование и накопление осадков сульфидо-песчаного вида в НКТ, на приемной сетке, в самом насосе.
3. Борьба с отложениями солей при добыче нефти
3.1 Методы удаления комплексных осадков
В промысловой практике возникает необходимость в периодическом удалении отложений комплексных осадков из скважин, НКТ и оборудования даже при условии применения способов предупреждения.
Методы удаления отложений солей из скважин подразделяются на механические и химические. Сущность механических методов удаления отложения заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок, или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием. Положительный эффект достигается в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками. Если фильтрационные каналы перекрыты отложениями солей, то необходимо производить повторную перфорацию колонны. Механические очистки являются дорогостоящими мероприятиями, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления отложений [3, 11].
Сущность химических методов удаления отложения солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли.
Для удаления комплексных осадков с сульфидами железа применяют раствор соляной кислоты концентрацией 15%, при этом их взаимодействие описывается следующим уравнением
Эта реакция необходима для того, чтобы перевести минеральную форму сульфида железа в растворенное состояние. Так как минеральная форма FeS практически не связывается с ингибитором солеотложения. Кроме того, низко концентрированная соляная кислота растворяет карбонаты и сульфаты, присутствующие в осадках, с образованием хорошо растворимых соединений
CaCO 3+ 2 HCl = CaCl 2 + H 2 O + CO 2, (3.3)
CaCO3 + 2H+ = Ca2+ + H 2O + CO 2, (3.4)
CaSO 4 •2H 2 O + 2HCl = CaCl 2 + H 2 SO 4+ 2H 2, (3.5)
CaSO 4 • 2H 2O + 2H+ = Ca2+ + 2H+ + SO2- 4 + 2H 2O, (3.6)
Образовавшийся в результате этих реакций хлористый кальций хорошо растворим в воде.
Применение соляной кислоты направле
Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Дипломная работа по теме 'Реконструкторы' как разновидность субкультуры (на примере г. Магнитогорска)
Торговая И Таможенная Политика Екатерины 2 Реферат
Информационные Технологии Будущего Реферат
Контрольная работа по теме Участие ОВД в обеспечение законности при осуществлении гражданских прав
Реферат На Тему Возникноние Восточных Славян
Экология И Биоресурсы Эссе
Доклад: Висцеральный лейшманиоз
Эссе На Тему Еда
Дипломная работа по теме Залог в Российском гражданском праве
Реферат: Пьер Огюст Ренуар (1841-1919). Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинение Вид Из Окна Детская Площадка
Реферат На Тему Здоровый Образ Жизни Бжд
История Мвд России Реферат
Курсовая работа по теме Ассортимент и качество мучных кондитерских изделий, реализуемых торговыми предприятиями, на примере ООО 'Теремок'
Доклады На Тему Загрязнение Гидросферы
Реферат: Human Cloning Essay Research Paper CLONING
Реферат: Analysis For A Rose For Emily Essay
Реферат На Тему Семья И Её Основные Функции
Преддипломная Практика Дневник Начальные Классы
Контрольная Работа По Разделу Механика 2 Вариант
Свойства нейромедиаторов - Биология и естествознание реферат
Содержание и особенности санируемого или ликвидационного баланса - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Организация хранения документов в делопроизводстве - Бухгалтерский учет и аудит презентация