Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Общая характеристика Западно–Лениногорской площади, коллекторские свойства тектонических пластов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Конструкция скважин и методика ее разработки. Состав и условия образования АСПО на оборудовании.


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.
Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.
Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.
Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.
На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.
АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти.
Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.
Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.
Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.
Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях НГДУ «Лениногорскнефть» (далее НГДУ «ЛН»), эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. В НГДУ «ЛН» применяются различные методы дапарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.
Западно - Лениногорская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа с углами падения 0°09 -017, в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания кровли пашийского горизонта отмечаются в северной части площади 1441,6 м. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д 1 составляют 1482 м. В географическом отношении площадь расположена на пересеченной балками и оврагами местности. Климат резко континентальный. Суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето.
Средняя январская температура колеблется от-13 °С до -14,5С. Минимальная температура иногда -45 °С, максимальная температура достигает +38 С. Средняя июльская температура колеблется от +18,5 С до +19,5 С.
Наиболее возвышенная часть купола Ромашкинская вершина, являющаяся крупной структурой блокового строения и оконтуривается изогипсой 1500 м и имеет высоту около 50 м. Восточная часть вершины характеризуется наличием наиболее возвышенных участков.
Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Для западного склона преобладающим является меридиональное простирание структурных форм. Меньшей расчлененностью отличаются северный и северо - восточный склоны.
Анализ структурных поверхностей маркирующих горизонтов палеозоя дал
возможность выделить по разрезу до 6 структурно-тектонических комплексов или этажей СТЭ. Первый этаж отложения Эйфельского и Живетского ярусов среднего и нижнефранского подъяруса верхнего девона.
Верхняя граница второго этажа проводится по кровле тульского горизонта. Третий этаж - Верейского горизонта. Четвертый этаж - Верхнего карбона. Пятый этаж - отложения нижнего отдела перми. Шестой этаж - отложения верхнего, с проведением границ соответственно по кровле уфимских и татарских отложений. В тектоническом строении структурных этажей присутствует закономерное изменение и усложнение вверх по разрезу строения отложений и рельефа их структурных поверхностей.
Основным эксплуатационным объектом Западно-Лениногорской площади являются отложения пашийского горизонта франкского яруса верхнего девона. Продуктивные отложения пашийского горизонта Д 1 являются основными промышленными объектами Ромашкинского месторождения. Пашийский горизонт является многопластовым объектом. Пашийский горизонт индексируется как Д1. Он сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Толщина горизонта достигает 42,5 м, нефтенасыщенная - 8,2 м.
В разрезе горизонта Д 1 выделяются (сверху вниз) пласты «а», б, б, в, г, г+д, Эти пласты распространены по площадям и представлены в разрезах скважин далеко неравномерно. Статистический анализ видов разрезов показывает, с одной стороны многообразие сочетаний пластов, с другой стороны - преобладание в разрезе определенных устойчивых сочетаний на площади преобладают разрезы скважин с 4-мя, 5-ю и 6-ю пластами, которые составляют 67% их сочетаний.
Пласт «а» имеет основное развитие в центральной части площади. В интервале пласта «а» прослеживаются 3 прослоя пород-коллекторов, из которых наиболее развиты нижний и средний. По распределению алевролиты занимают 38,9% всей нефтеносной площади. Пласт «а маломощный толщина достигает 5-6 м. Доля коллекторов с толщиной менее 3 м. составляет 67,7%. Пласт «а» содержит 6,7% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт б - маломощный, средняя толщина прослоев пласта пачкиб в основном равна 2-3 м. Доля толщины менее 3 м. составляет 63,3%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт «б« - 71,6% площади занято коллекторами, средняя толщина пласта 2-3 м. Пласт «б3» развит в основном в виде линзообразных зон меридионального направления в центральной части месторождения, а на западе в виде разрозненных участков. Пласты толщиной менее 3 м. составляют 62,15%. Пласт «б« содержит 15,3% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт «в» средняя толщина пластов 3,3 м. Уверенно выделяется в разрезах большей частью до 3 м. Составляет 51,7%. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Пласт содержит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт «г " в основном состоит из песчанников. По своим коллекторским свойствам это лучший из пластов горизонта Д. Средняя толщина пласта 4-6 м. Пласт содержит 19,3% извлекаемых запасов.
Пласт «г+д» представлен песчанно-алевролитовыми породами с хорошими коллекторскими свойствами.
Пласт «д» сливается с пластом «г«. На участках слияния пластов толщина коллекторов может достигать 20 м. Пласт содержит 28,9% извлекаемых запасов.
Ромашкинское месторождение, по поверхности кристаллического фундамента представляет собой, ассиметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды. Оно структурно приурочено к сводовой части южного купола, представляющего собой крупное платообразное поднятие изометричной формы размером около 100 * 100 км, которое ограничено с запада Алтунино-Шунакским, с востока - Уральским прогибами и структурными уступами: Сакловским на севере и Бугульминским - на юге.
2.4 . Ко ллекторские свойства пластов
Благоприятными условиями для накопления и сохранения нефти и газа в горных породах является наличие пустот в породе, которые могут занимать нефть и газ, и залегание пород в виде геологических структур, препятствующих рассеиванию нефти и газа. Если горная порода обладает свойствами, которые обеспечивают, подвижность нефти и газа в ее пустотном пространстве, следовательно возможность их извлечения, то она является коллектором. Все горные породы могут быть коллекторами нефти и газа, но лишь 1% запасов нефти и газа приурочен к магматическим и метаморфическим породам. В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам. 85-95% осадочного комплекса земной коры представляют терригенные породы, состоящие из обломочного материала (пески, песчаники, известняки, алевриты, глины, аргелиты и др.). Коллекторские свойства горных пород обуславливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Литолого-петрографическая характеристика коллектора представлена в Таблице 1.
2. процентное содержание фракции в нерастворимом остатке по отношению ко всей породе, в т.ч.
3. Минеральный состав части породы, в т.ч.
Среди физических параметров, характеризующих свойства горных пород - коллекторов, главное значение имеют те, которые определяют емкость пустот, способность породы пропускать через себя жидкости и газы, полноту извлечения из них нефти и газа.
Основными физическими параметрами горных пород складывающих нефтяные месторождения являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. (Таблица 2).
Таблица 2 Характеристика пластов горизонта Д
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Однако все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются ее составом.
Основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей углерод колеблется от 83-87%, количество же водорода редко превышает 12-14%. Кроме углерода и водорода в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, фосфор и кремний.
Компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы называют асфальтосмолистыми веществами. Нефть Ромашкинского месторождения относится к сернистым (0,51 - 2% вес.), парафинистым (1,5 - 6% вес.), высоковязким (30-100 мПа.с). Среднее арифметрическое содержание парафина по горизонтам девона - 4,4% весовых.
Горючие газы нефтяных месторождений по своей химической природе сходны с нефтью, и являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто с состав газов входят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. (Таблица 3).
Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Они представляют собой сложные растворы, в составе которых неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.
Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% - мольные)
Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях
Нефть разгазиро - ванная однократно в стандартных условиях
13. Плотность при стандартных условиях нефти, кг/м
Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Количественные соотношения между содержанием главных ионов: К + , Nа + , Са 2+ , Мg 2+ , Сl?, SО??4, НСО?3, СО??3, положены в основу принятой у нас в стране химической квалификации вод по Сулину.
Общее содержание солей в пластовой воде принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. В зависимости от общей минерализации пластовые воды подразделяются на три класса: пресные воды с содержанием солей менее 0,1%,
Минерализованные от 0,1 до 0,5%, рассолы более 5%.Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5- 2 м. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ.
Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод составляет 0,2 -1,5 мПас.
На Западно-Лениногорской площади основным режимом работы залежи является водонапорный режим.
Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.
При учете объемов поступающей в пласт воды, можно добиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом в длительное время.
Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения (предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями, благоприпятствующими осуществлению водонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта по проницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды. Естественный водонапорный рексим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.
Разбуривание продуктивного пласта может осуществляться либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважин (спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны) до ее кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым стволом, фильтром или перфорированной колонной.
В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее одно или двухступенчатым методом посте затвердевания цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью создания каналов для поступления нефти и газа в скважину.
Во втором случае скважину бурят сначала только до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее. Затем разбуривают долотом меньшего диаметра цементировочные пробки, упорное кольцо и продуктивный пласт.
В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концетрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6 - 14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм, составляя в большинстве 114 -140,3 мм.
Для обеспечения нормальных условий заканчивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнений охраны недр, тампонажный материал (раствор) за направлением и кондуктором поднимают до устья, а за эксплуатационной колонной как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Качество цементирования определяется акустическим и радиоактивным цементаторами. Для притока нефтяных флюидов в скважину колонну перфорируют напротив продуктивных пластов. Зумпф делается для накопления в нем песка поступающего из пласта вместе с нефтью. Основание скважины называется башмаком, ствол по всей длине выработки, верхняя часть называется устьем.
Основными параметрами конструкции скважины являются количества и диаметр долот, которые необходимы при бурении под каждую обсадную колонну, а также высота подъема тампонажного раствора.
Разработка конструкции скважины базируется из следующих основных геологических и технико-экономических факторов.
1. Геологических особенностей залегания горных пород, их литология, величины пластового давления;
3. Уровня организации техники, технологии бурения и геологической изученности района работ;
В процессе бурения скважин для закрепления их стенок разобщения нефтеносных, газоносных пластов для разобщения в нихспускают стальные трубы, называемые обсадной трубой с цементированным заколонного пространства. Самая первая труба, опускаемая на 30-40 метров называется направлением, цементируется до устья, предназначается для направления промывочной жидкости в желобную систему и для предохранения от размыва. Под кондуктор скважину бурят долотом меньшего диаметра до глубины 200-400 м. Эта колонна необходима для разобщения водоносных горизонтов, которые питают родники, а также для закрепления неустойчивых пород, залегающих на данной глубине. Долотом еще меньшего диаметра скважина пробуривается до проектной, в нее опускается последняя колонна - эксплуатационная. Она необходима для разобщения разнородных пластов и для подъема нефти и газа. Дополнительные данные предоставлены в таблице 4.
3.1 Основные сведения о составе АСПО и условия их образов а ния на нефтепромысловом оборудовании
Основные исследования механизма образования отложений парафина были в ы полнены в 50 - 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых о т ложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашки н ского месторождения составлял всего лишь 3 - 4 часа.
На поздней стадии разработки нефтяных месторо ж дений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.
Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводне н ности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со сл е дующей теоретической моделью.
Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отл о жений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кр и сталлическую решетку твердой фазы.
Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при сн и жении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.
На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого кол и чества холодной воды, а, следовательно, общем снижении те п лового потока.
Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского мест о рождения составляла 41 0 С, а макс и мальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 33 0 С.
Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный об ъ ём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя пар а фина (нефти), улучшая условия для формирования отложений параф и на за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турб у лизацию пот о ка. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.
В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти зн а чительно изменяется. При контакт и ровании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате сн и жается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие а с фальто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфальтенов происходит глубокое изменение формы и стру к туры кристаллов. Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности криста л ла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой пло т ности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение с о держания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру обр а зующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обусла в ливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.
В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИне ф ти, в 2000 - 2 002   гг . массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4 - 49 % , механических примесей до 1 5 % . Это свидетельс т вует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании на д страивающ и ми друзами парафина.
Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, х а рактеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область фо р мирования отложений, а механизм формирования самих о т ложений не меняется.
3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ « ЛН » и анализ их эффективности
В НГДУ « Лениногорскнефть » на 621 скважине, оборудованной УШГН, что с о ставляет 95, 2 % осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепл о вые и ф и зические методы борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 7 5 % фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.
Таблица 5. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах, оборудованных УШГН
Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО
Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО
1. Применение штанг с наплавленными центраторами,
- с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН» в комбинации со скребками - центраторами завода «Радиоприбор»,
в т.ч. - с полимерным покрытием БМЗ,
в т. ч - с центраторами - депарафинизаторами НГДУ «ЛН»
3.2.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН» для бор ь бы с о т ложениями АСПО
Применение скребков центраторов депарафинизаторов
При эксплуатации скважин ШГНУ основным способом борьбы с АСПО в НГДУ « Лениногорскнефть » является механический, т.е. использование штанг с наплавле н ными центраторами - депарафинизаторами производства НГДУ « Л Н» (рис 2), напла в ленными скребками - центраторами производства НГДУ «ИрН » (рис 3), плавающими скребками-центраторами завода « Радиоприбор » , использование стеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ. Фонд скважин, обеспеченный защитой такого типа, составляет 91, 5 % от осложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудова н ных УШГН.
Использование штанг со скребками центраторами депарафинизаторами осн о ван на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ (центр а торами, создающими скорости выше критической при которой не происходит отлож е ния парафина на стенках НКТ и теле штанг). Критические скорости потока создаю т ся за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цили н дрической формы (рис.   2 ) неподвижно н а плавленного на тело штанги.
В последнее время начали применять новые виды скребков центраторов деп а рафинизаторов из полиамидной смолы (рис 3). Очистка от парафина металлических п о верхностей НКТ и штанг достигается при определенном и строго заданном угле н а клона режущих кромок скребка, при его возвратно - по ступательных и вращающихся движениях. Косые пазы, выполнены по периметру рабочей поверхности скребка обесп е чивают достаточный проток жидкости. В зависимости от размеров труб и штанг м е няется размер скребков центраторов-депарафинизаторов.
Срок службы скребков центраторов-депарафинизаторов (по паспорту) соста в ляет 5 - 7 лет. Оснащение колонн штанг скребками центраторами депараф и низаторами в больших объемах дает возможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами, число текущих ремонтов скважин из - за запарафинивания глубинно-насосного оборудования, средний МРП эк с плуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700 суток. Штанги с наплавленными центраторами - депарафинизат о рами используются в комплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36, 4 % осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скв а жинах дополнительно внедрены плавающие скребки - це нтраторы завода « Радиоприбор » . Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты от формир о вания АСПО, 1 - 2 раза в год промываются дистил я том или дистиллятом в композиции с нефтью. Штанги с наплавленными скребками - це нтраторами НГДУ « ИрН » вн е дрены на 26 скважинах (4, 2 % ). Штанги с центраторами - депарафинизаторами и наплавленн ы ми скребками - це нтраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скваж и ны, оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется со штанговращателями.
3.2.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО
Преимущество такого покрытия состоит в том, что увеличивается межоч и стной период работы скважин, оборудованных трубами с покрытиями за счет того, что кристаллы асфальто-смолопарафиновых отложений имеют плохую адгезию с п о крытием. Внутренняя поверхность НКТ защищается покрытием от воздействия ко р розии при доб ы че высокообводненной нефти.
Недостатками покрытия являются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорение скважин отслоившимся покрытием, засорение клапанов насосов покрытием, истирание покрытия це н траторами.
Ранее в качестве основного вида защитного покрытия НКТ в НГДУ « ЛН » пр и меняется стекло. Остеклование внутренней поверхности НКТ проводится в цеху а н тикоррозионного покрытия труб. С 1993 года НКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшить прочностные качества покрытия, увел и чить срок службы НКТ, уменьшить количество подземных ремонтов по причине зас о рения насосов осыпающимся стеклом.
Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 850 0 С хорошая, что позволяет эксплу а тировать НКТ, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также п о зволяет производить пропарку НКТ без последствий для покрытия. Однако, НКТ с да н ным видом покрытия не подтвердил свою эффективность на практике.
В 1998 - 99 годах на 4 скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием БМЗ. На одной скважине НКТ с данным типом спущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами - депарафинизаторами. На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.
При менение стеклопластиковых штанг
С декабря 1995 года в НГДУ «ЛН » начали внедрять стеклопластиковые штанги. В течение 1995 - 1 996 года они были внедрены на 14 скважинах, как девонских, так и серн и стых скважинах с различной обводненности, добываемой продукции.
Опыт в эксплуатации стеклопластиковых штанг показал их хорошие прочн о стные и эксплуатационные характеристики, по сравнению со стальными штангами, нагрузка на головку балансира снизилась на 2 5 % . Положительными факторами в р а боте стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добыва е мой продукции.
Недостатками стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика с металлической г о ловкой, а так же они менее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина, так в скважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446 стеклопластиковые штанги были извлечены из-за обрывов штанг по пр и чине больших дополнител ь ных нагрузок при запарафинивании колонны НКТ.
В качестве эксперимента НГДУ «ЛН » была закуплена партия стеклопластик о вых штанг. СПНШ изготавлив а ются из сплетенных жгутов стеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.
Штанги состоят из двух головок и стеклопластиков о го стержня, которые крепятся между собой с помощью эпоксидной смолы.
Таблица. 6 Техническая характеристика СПНШ
Разрушающее напряжение при растяжении
Усталостная прочность (количество циклов до разрушения)
3.2.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для бор ь бы с отложениями АСПО
В НГДУ «ЛН » магнитные депарафинизаторы типа МОЖ - 2 2Ш были внедрены на 17 скважинах (в 2000 году - на 7 скважинах, в 2002 году - на 10 скважинах) В кач е стве основного метода борьбы с АСПО магнитные депарафинизаторы были использов а ны на трех скважинах ( № 1 08, 6551А, 12518А), на 4 скважинах - в комбинации с осте к лованными НКТ и на 10 скважинах - в комбинации со штангами центраторами - деп а рафинизаторами.
За период с октября 2000 года, когда началось внедрение магнитных депар а финизаторов, по октябрь 2002 года на данной категории скважин было проведено 16 подземных ремонтов по причине АСПО, причем на 3 скважинах ( № 1 08, 4030, 12946) по два ремонта. На скважинах, где магнитные депарафинизаторы были использованы в к а честве основного метода борьбы с АСПО без применения других методов, межочистной период составил 50 - 1 10 суток и при подземных ремонтах по причине АСПО они были извлечены. На остальных скважинах межочистной период составил от 80 до 360 с у ток.
Анализ применения магнитных депарафинизаторов в качестве самостоятел ь ного метода борьбы с АСПО и в комбинации с другими методами показал неэффекти в ность да н ного метода и отказ от его применения в дальнейшем.
3.2.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН » для бор ь бы с отложениями АСПО
3.2.4.1 Применение промывок различного типа
В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН » на 77, 9 % о с ложненного фонда скважин, эк с плуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом в комбинации с нефтью, МЛ - 8 0Б).
Динамика проведения промывок представлена в табл и це 7
Таблица 7. Динамика проведения промывок
В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собстве н ного производства, так и получа е мый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум » .
Более 5 8 % всех проведенных в 2004 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом с о ставляет от 20 до 5 0 % . Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.
Всего промывками охвачено 484 скважины с пери о дичностью промывок 2 - 3 раза в год. Объем разовой нефтедисти л лятной обработки составляет в среднем 8   м 3 .
3.2.4.2 Гидравлический расчет промывки скважины нефтед и стиллятной смесью
Н забой = 1620   м - искусственный забой,
Диаметр эксплуатационной колонн
Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа по теме Проблема всеобуча в развитии послевоенного школьного образования
Курсовая работа по теме Чужая речь и способы ее передачи
Дневник После Практики
Реферат: Транспортная логистика на предприятии
Успешный Бизнес Эссе
Сочинение Про Вьюга Ночью
Структура Курсовой Работы И Вкр
Реферат по теме Металлургия цветных металлов
Сочинение По Сказке Золотая Рыбка 5 Класс
Реферат по теме Риск и неопределенность в деятельности банковского менеджера
Тактика Следственного Эксперимента Курсовая
Курсовая работа: Аудит расчетов с персоналом по оплате труда на материалах ЗАО "СТЕК"
Курсовая работа по теме Методы начисления амортизационных отчислений, их преимущества и недостатки
Ответы Контрольная Работа 2022 Обществознание
Курсовая работа по теме Ревизия управленческих решений
Методичка На Тему Положение О Порядке Проведения Квалификации Поставщиков Товаров И Услуг
Дипломная работа: Интегрированные системы безопасности в гражданской авиации
Направления Тем Сочинений 2022
Курсовая работа по теме Этика делового общения: сущность, содержание, принципы
Реферат по теме Джихадизм - психологические корни
Методика аудиторської перевірки товарно-матеріальних цінностей - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Особенности аудиторской деятельности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Бухгалтерский учет ООО "Агрофирма Красносулинская" - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике