ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.02.2024
Просмотров: 24
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.2 Осложнения при эксплуатации скважин
Факторами, осложняющими эксплуатацию скважин в условиях Южно-Ягунского месторождения, являются: отложения солей; асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), гидратопарафиноотложения, коррозия.
Солеотложения. По состоянию на 01.01.2010 г. эксплуатация 77 скважин (8.3%) на месторождении осложнена отложением солей в подземном нефтепромысловом оборудовании. Все скважины оборудованы УЭЦН. Солеотложения отмечаются в скважинах с обводненностью 6-98% и дебитами жидкости 10-263 м3/сут.
Защита нефтепромыслового оборудования от солеотложений на месторождении осуществляется методом закачки ингибитора солеотложений в затрубное пространство добывающих скважин ингибитора коррозии ХПС-005 производства Когалымского завода химических реагентов. Учитывая, что за время применения ингибитора ХПС-005, осложнения в работе скважин по причине солеотложения все же происходят, рекомендуется внедрение новых, более эффективных ингибиторов солеотложений и технологий их применения (например, фирм «МИРРИКО», «Оптима», технологий УДЭ, ПСК и т. д.), испытания некоторых из них на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» уже проводятся.
Распределение действующего и солеобразующего фонда скважин по интервалам дебитов жидкости и обводненности приведено в таблице (Таблица ).
Таблица 2.7 - Распределение действующего и солеобразующего фонда скважин по интервалам дебитов жидкости и обводненности
| Дебит жидк., м3/сут. | Показатель | Обводненность, % | Все-го | ||||||||||
| до 10 | 10-20 | 20-30 | 30-40 | 40-50 | 50-60 | 60-70 | 70-80 | 80-90 | >90 | | |||
| До 30 | Действ фонд скв., шт. | 5 | 11 | 16 | 8 | 10 | 15 | 10 | 20 | 18 | 36 | 149 | |
| Солев. фонд, шт. | | | 1 | 2 | 3 | 3 | 2 | 3 | 3 | 4 | 21 | ||
| Доля солев. фонда, % | | | 0.7 | 1.3 | 2.0 | 2.0 | 1.3 | 2.0 | 2.0 | 2.7 | 14.1 | ||
| 30-50 | Действ фонд скв., шт. | 6 | 5 | 4 | 1 | 5 | 6 | 7 | 9 | 16 | 31 | 90 | |
| Солев. фонд, шт. | 1 | 1 | 1 | | 1 | | 3 | | 1 | | 8 | ||
| Доля солев. фонда, % | 1.1 | 1.1 | 1.1 | | 1.1 | | 3.3 | | 1.1 | | 8.9 | ||
| 50-80 | Действ фонд скв., шт. | | 2 | 2 | 5 | 5 | 5 | 8 | 12 | 28 | 96 | 163 | |
| Солев. фонд, шт. | | | | 1 | | | 2 | 5 | 1 | 4 | 13 | ||
| Доля солев. фонда, % | | | | 1 | | | 1 | 3 | 1 | 2 | 8.0 | ||
| 80-150 | Действ фонд скв., шт. | | 2 | 2 | | 1 | 3 | 7 | 13 | 52 | 155 | 235 | |
| Солев. фонд, шт. | | | | | | | 1 | 1 | 6 | 9 | 17 | ||
| Доля солев. фонда, % | | | | | | | 0.4 | 0.4 | 2.6 | 3.8 | 7.2 | ||
| 150-300 | Действ фонд скв., шт. | | | | | 1 | 1 | 4 | 8 | 26 | 122 | 162 | |
| Солев. фонд, шт. | | | | | | | | 1 | 5 | 9 | 15 | ||
| Доля солев. фонда, % | | | | | | | | 0.6 | 3.1 | 5.6 | 9.3 | ||
| >300 | Действ фонд скв., шт. | | | | | | | | 2 | 1 | 9 | 12 | |
| Солев. фонд, шт. | | | | | | | | | | | | ||
| Доля солев. фонда, % | | | | | | | | | | | | ||
| Итого | Действ фонд, шт. | 11 | 20 | 24 | 14 | 22 | 30 | 36 | 64 | 141 | 449 | 811 | |
| Солев. фонд, шт. | 1 | 1 | 2 | 3 | 4 | 3 | 8 | 10 | 16 | 26 | 74 | ||
| Доля солев. фонда, % | 0.1 | 0.1 | 0.2 | 0.4 | 0.5 | 0.4 | 1.0 | 1.2 | 2.0 | 3.2 | 9.1 | ||
Как видим из таблицы, основной солеобразующий фонд (81%) распределился в группах с обводненностью более 60%, (причем наибольшая доля солеобразующих скважин наблюдается в интервале обводненности - более 90%, а по дебитам - до 30 м3/сут.), т.е. эти группы скважин можно считать наиболее опасными группами по солеотложению.
АСПО. Фонд, осложненный парафиноотложениями, на 01.01.2010 г. составил 93 скважины (10.1%), в т. ч. 87 скважин оборудованы УЭЦН и 6 скважин – УШГН.
Парафинизация наблюдается в скважинах при дебитах жидкости менее 110 м3/сут.
Для борьбы с парафиноотложениями на месторождении применяются тепловые методы (горячие промывки нефтью агрегатами АДПМ) и механические (очистка НКТ скребками).
В скважинах, оборудованных УШГН, применяются промывки горячей нефтью (МОП=10 сут.). В скважинах, оборудованных УЭЦН, АСПО удаляются скребками (МОП=11 сут.).
Гидратоотложения. В фонде, осложненном гидратоотложениями, числится одна скважина (№633), оборудованная ШГН. Для борьбы с гидратопарафиноотложениями в скважине применяется тепловой метод (горячие промывки нефтью).
Коррозия. Для защиты оборудования от коррозии закачка ингибиторов на месторождении не применяется. Для снижения количества отказов по причине негерметичности НКТ из-за коррозии в 2009 году запланировано использование НКТ в коррозионностойком исполнении (с внутренним покрытием из полиэтилена).
3. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов
3.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями
Для поддержания пластового давления на Южно-Ягунском месторождении используется вода апт-альб-сеноманского комплекса и подтоварная. По имеющимся данные воды характеризуется минерализацией 15-21 г/л и 18-21 г/л, соответственно, по типу - хлоркальциевые.
Заводнение нефтяных пластов Южно-Ягунского месторождения будет сопровождаться выпадением неорганических солей на нефтепромысловом оборудовании.
Основными причинами солеотложений являются:
-
смешение химически несовместимых пластовых и закачиваемых вод; -
изменение термобарических условий при движении жидкости в скважине.
Смешение вод приводит к отложению солей, в основном, в пласте, а также в подземном оборудовании скважин.
Термобарический эффект является постоянной и наиболее превалирующей причиной выпадения осадка.
Интенсивность солеотложения на месторождении зависит от многих факторов:
-
исходной солевой насыщенности пластовой воды; -
содержания солевых включений в пластовой породе; -
режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи скважинных флюидов; -
совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов при эксплуатации многопластовых скважин; -
совместимости попутно-добываемых вод с применяемыми при ГТМ водными растворами и растворами глушения; -
совместимости пластовых вод с водами, закачиваемыми для поддержания пластового давления и т. д.
Существующие методы предупреждения и борьбы с солеотложениями
Все технологии борьбы с солеотложениями делятся на предупреждение и удаление солеотложений.
Методы предупреждения отложения солей делятся на физические, технологические и химические.
Физические методы. Основаны на воздействии на поток жидкости акустическими и магнитными полями. Широкое внедрение этих методов сдерживается отсутствием обоснованных границ их применимости и противоречивостью результатов испытаний. Для успешного применения магнитных активаторов необходимо проведение специальных исследований по подбору соответствия характеристик магнитов условиям добычи и свойствами добываемой продукции.
Технологические методы. Изменение технологических параметров, то есть изменение забойного давления, при этом изменяются термобарические условия. Недостатки метода – возможно только при подземном ремонте на скважине и в некоторых случаях можно получит снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН.
Метод турболизации потоков: сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов за счет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости. Недостатки – эффект нельзя гарантировать, неоднозначный результат.
Выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД. Принцип действия: агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами. Из закачиваемого агента удаляется солеобразующий ион. Преимущества – высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения пласта ПЗП. Недостатки – сложность реализации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и значительные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды.
Ограничение водопритоков скважины, то есть, капитальный ремонт скважин в случае негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивные пласты. Недостатки – значительные затраты, сложность реализации.
Нанесение защитных покрытий на отдельные детали, узлы оборудования и НКТ – является одним из способов повышения работоспособности оборудования. В промысловой практике имеется опыт применения НКТ с покрытием поверхности лаком, стеклом и эмалями. Применение центробежных колес и направляющих аппаратов ЭЦН, рабочие поверхности которых покрыты пентапластом или изготовлены из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием позволяет увеличить МРП скважин до 2 раз. Имеются разработки фирмы «Дюпонт». Из российских производителей известна фирма «Ижнефтепласт». Преимущества – коррозионная стойкость материала, малый вес, относительно низкая стоимость. Недостатки – меньшая, чем у металлических, прочность к некоторым агрессивным веществам.
