Распределение действующего механизированного фонда по типоразмеру оборудования представлено на рисунке 6.1.1. Фонд представлен типоразмерами установок от ЭЦН 50 до ЭЦН 500.
Установками ЭЦН оборудовано 45 % действующего фонда и добывается 76 % суточного дебита жидкости. Средняя глубина спуска оборудования по месторождению составляет 2135 м, средний динамический уровень - 1286 м, среднее забойное давление - 10,3 МПа, среднее расстояние от приема насоса до верхних дыр перфорации – 292 м. Большинство скважин, эксплуатирующихся с помощью УЭЦН, имеют оптимальный коэффициент подачи (среднее значение составляет 0,94).
Рисунок 6.1.1–Распределение действующего механизированного фонда
6.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
Мероприятия по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО)
Выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям.
Содержание парафинов в нефти продуктивных пластов АС5-6, БС6 и БС8 в среднем составляет 2,8; 4,4; и 3,3 %, соответственно. Температура плавления выделенных парафинов изменяется в интервале от 53 до 57 °С. Температура насыщения парафином нефти пластов месторождения АС5-6, БС6 и БС8 составляет в среднем при стандартных условиях 30,7; 33,7 и 30,9 °С, соответственно.
В связи с высокой обводненностью добываемой скважинной продукции отложения АСПВ в настоящее время не оказывают влияния на процессы нефтедобычи. Однако отложения АСПВ могут иметь место в лифте эксплуатационных скважин, введенных в эксплуатацию после бурения, и скважинах с обводненностью добываемой продукции до 60-70 %.
Практика эксплуатации нефтяных месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» с аналогичными физико-химическими характеристиками добываемой нефти показывает, что глубина начала выпадения АСПВ изменяется в зависимости от дебита скважины и в этих условиях составляет 200-400 м.
При возникновении данного осложнения для удаления АСПО из эксплуатационных скважин месторождения рекомендуется использовать промывки НКТ горячей нефтью с растворенным ингибитором парафиноотложения. Депарафинизация НКТ горячей нефтью осуществляется по кольцевой схеме без остановки скважины, когда теплоноситель подается в затрубное пространство между обсадной и эксплуатационной колоннами. Из-за значительных потерь тепла через обсадную колонну в грунт для повышения эффективности тепловых обработок необходимо увеличивать температуру теплоносителя до 130 °С и его расход более 60 м3.
Введение с состав теплоносителя – горячей нефти, 0,5-1,0 % ингибитора парафиноотложения позволяет повысить отмывающую способность раствора и предотвратить повторное осаждение парафина из остывающей нефти.
Ряд технологических мероприятий позволяет, если не полностью предотвратить, то значительно снизить интенсивность парафинизации. Спуск хвостовиков под насос, оборудование приема насоса различными газовыми якорями при погружении насоса под динамический уровень на 500-600 м, герметизация затрубного пространства насосных скважин для предотвращения улетучивания газа и легких фракций нефти, перевод скважин с периодической эксплуатации на непрерывную и создание противодавления на устье скважины позволяют намного снизить интенсивность отложения парафина. Метод создания противодавления на устье скважины дает лучшие результаты при использовании высоконапорных центробежных насосов фирмы «REDA».
Эффективно использование для депарафинизации НКТ электрических кабелей или погружных электронагревателей, постоянно находящихся в скважине и включаемых на период очистки.
Для ликвидации парафиновых пробок в скважинах эксплуатирующихся ЭЦН возможно применение ручных лебедок со скребками различных конструкций, "греющихся снарядов" на кабеле.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.