Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин и пластов

Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин и пластов.

В процессе разработки месторождения Королевское возможны осложнения, связанные с парафинизацией нефтепромыслового оборудования, системы сбора и подготовки нефти, с образованием гидратов, с необходимостью восстановления проницаемости призабойной зоны скважин для интенсификации добычи нефти.

Интенсификация добычи нефти С целью более полного освоения и вовлечения в работу нефтенасыщенных интервалов, повышения продуктивности скважин, для очистки призабойной зоны и интервалов перфорации от фильтрата бурового раствора и других рабочих жидкостей, кольматирующих поровые каналы, в 2003;2004 гг. на четырёх скважинах были проведены шесть солянокислотных обработок (СКО) с использованием установки гибких труб. Исполнителем работ были специалисты фирмы «Schlumberger».

Все работы проводились в соответствии с индивидуальными программами, составленными с учётом характеристик каждой скважины.

Перед началом работ гибкие трубы протравливались кислотой и обрабатывались кальцинированной содой при скорости закачки в среднем 0.08 м3/мин и в объёме в среднем 1.6 м3. Кислотный раствор включал в себя: 36% HCI — 18.3%, кислотный ингибитор — 1.2%, пресную воду — 80.5%.

На всех скважинах стимуляционные работы проводились в два этапа. Перед проведением СКО в скважину закачивался растворитель.

Объёмы используемых композиций, начальные и конечные скорости закачки, а также начальные и конечные давления нагнетания для каждой скважины представлены в таблице 6.2.1.1.

Состав растворителя включал в себя ксилол марки А-026, А-02 (90%) и кислотный ингибитор марки А-201, U-066 (10%).

Все кислотные обработки проводились на основе 15% раствора соляной кислоты и различных добавок:

пресная отфильтрованная вода;

А-261, А-201 — ингибитор коррозии;

L-58 — восстановитель;

Таблица 3.2.1.1 — Результаты работ по интенсификации притока.

М-295 — раскислитель сульфида;

J-507 — гелеобразователь;

36% раствор HCI.

Добавки использовались на основе характеристик пластовых флюидов и анализов совместимости.

Оценка эффективности работ по стимуляции нами проводилась по следующим факторам:

• — по изменению дебита нефти;
• — по значению скин-фактора скважин после проведения обработок;
• — по определению работающих интервалов при снятии профиля притока (PLТ-исследования).

Прирост дебита нефти от проведённых мероприятий наблюдается в четырёх случаях из шести (см. таблицу 6.2.1.1) и колеблется в широких пределах: от 65 т/сут (скв.18) до 435 (скв.11) т/сут, что составляет в среднем 270 т/сут на одну скважино-операцию.

На всех скважинах до солянокислотных обработок проводились исследования по определению профиля притока и работающих толщин (PLT-исследования). Но ни по одной скважине нет возможности сравнить данные PLT-исследований до и после проведения работ по интенсификации.

Показателем, характеризующим успешность работ по интенсификации притока нефти, является значение скин-фактора. В таблице 6.2.1.2 приведены результаты гидродинамических исследований скважин, на которых проводились СКО. На скважинах №№ 18 и 19 представлены исследования до СКО, на скважинах 3682 и 11 — после СКО.

Таблица 3.2.1.2 — Результаты исследований призабойной зоны скважин.

Как видно из таблицы, скважины 18 и 19 перед обработкой имели положительные значения скин-факторов. Показатели скин-факторов скважин 11 и 3682 после СКО указывают на удовлетворительное состояние призабойной зоны.

Данная технология помогает обеспечить полный охват обрабатываемого участка и не подвергает оборудование устья скважины и эксплуатационные колонны прямому контакту с коррозионными рабочими жидкостями.

Парафиноотложения.

Нефть подсолевых отложений карбона месторождения Королевское характеризуется, как лёгкая и парафинистая, застывающая при низких температурах — от минус 170С. Проведённые исследования свойств дегазированной нефти показали содержание парафина в среднем 4.6%, смол и асфальтенов, соответственно, 1.21 и 0.06% (см. таблицу 2.3.3 раздела 2.3). Процесс добычи таких нефтей может сопровождаться выпадением твёрдых органических отложений, содержащих парафины, асфальтены, смолы, масла и механические примеси. Выпадение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в подъёмных трубах ведёт к их закупориванию, что приводит к снижению дебитов скважин.

По данным термометрии пластовая температура продуктивных горизонтов достаточно высокая — плюс 102.5оС. Пока устьевая температура будет выше температуры застывания нефти при достаточно высоком газосодержании нефти (589 м3/т), можно предположить, что мелкие частицы парафина будут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком жидкости, не откладываясь на стенках подземного оборудования. За период пробной эксплуатации осложнений, связанных с отложениями АСПО не наблюдалось.

Понижение температуры нефти до точки насыщения нефти парафином приведёт к изменению агрегатного состояния компонентов нефти и образованию центров кристаллизации парафинов. Для борьбы с парафиноотложениями существуют различные методы, направленные как на предупреждение их образования, так и на удаление уже образовавшихся отложений.

В настоящее время мероприятия по предупреждению образования парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании не проводятся. Для предупреждения образования органических отложений в подземном оборудовании в мировой практике добычи парафинистых нефтей широко применяется использование ингибиторов парафиноотложений, которые, обладая поверхностно-активными свойствами, влияют на начало кристаллизации, стабилизируют кристаллическую фазу и предупреждают осаждение АСПО на поверхности оборудования.

Ингибиторная защита предусматривает постоянную подачу реагента дозировочными насосами в затрубное пространство. Необходимая дозировка подбирается расчетным путем по результатам лабораторных испытаний и выбора наиболее эффективного и экономически выгодного реагента.

С целью удаления образовавшихся парафиновых отложений рекомендуется применять: механический метод — парафиноочистки. По мере необходимости проводить работы по удалению образовавшихся отложений в верхней части ствола скважины посредством скребка типа «система ножей» на геофизическом кабеле без остановки работающей скважины. Также парафиновые пробки рекомендуется удалять термическими способами: промывкой горячей нефтью, пропаркой и электропрогревом.

Гидратообразование Наряду с отложениями парафина на оборудовании добывающих скважин может происходить отложение гидратов.

Основными гидратообразующими компонентами, входящими в состав попутного газа являются: метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводорд. При содержании в газе даже небольшого количества сероводорода температура начала гидратообразования заметно повышается. Несмотря на то, что гидраты являются неустойчивыми соединениями углеводорода с водой, отлагаясь в стволе скважины, в системе сбора и транспорта добываемой продукции приводят к нарушению технологического режима работы скважин и установки комплексной подготовки продукции к транспортировке.

При разработке профилактических мероприятий по предупреждению образования гидратов в работающих скважинах необходимо знать равновесные условия гидратообразования газа заданного состава.

Расчет равновесной температуры гидратообразования проведен для газа, содержащего 19.61% сероводорода 4.18% углекислого газа (см. таблицу 2.3.2 раздела 2.3).

Согласно экспериментальным исследованиям [10] температура гидратообразования газовой смеси с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода определяется выражением:

= +, (1).

где: — температура гидратообразования чистого метана при заданном давлении, ОС;

— повышение температуры образования гидратов в смеси СН4-Н2S-СО2 по сравнению с чистым метаном, ОС.

Аналитическая зависимость для расчета параметров гидратообразования метана определяется по формуле:

(2).

Величина повышения температуры образования гидратов в смеси по сравнению с чистым метаном описывается уравнением:

(3).

где — объемное суммарное содержание Н2S и СО2 в смеси, %;

— коэффициенты, зависящие от значения параметра С, определяются по рисунку 3.12 [9]:

(4).

где — объемное содержание компонентов в смеси, %.

После подстановки зависимостей 2 и 3 в формулу 1 получаем:

(5).

Задаваясь величиной давления, рассчитываем и строим равновесную кривую гидратообразования газа (рисунок 6.2.1.1).

Область существования гидратов на представленном графике располагается ниже кривой гидратообразования.

Вероятность образования гидратов наиболее высока в местах, где имеются местные сопротивления, т. е. в местах установки клапанов различного назначения и запорной арматуры. В случае образования гидратов для их удаления используются прогрев оборудования до полного разрушения гидратов, либо закачка метанола.

Рисунок 3.2.1.1 — Равновесные параметры гидратообразования Для предупреждения процесса гидратообразования в мировой практике широко используется способ введения в поток газожидкостной смеси спиртов или гликолей.

Метод ввода ингибиторов в поток добываемой продукции эффективен, как при борьбе с гидратами в стволе скважин, так и при предупреждении их образования в промысловой системе сбора и подготовки.

В целом проблема гидратообразования в настоящее время не актуальна.

Выводы и рекомендации Высокие показатели эффективности проводимых мероприятий позволяют дать высокую оценку применяемой технологии солянокислотных промывок с использованием гибких труб и рекомендовать её для дальнейшего применения.

Полученные результаты гидродинамических исследований (скин-фактор) скважин после СКО говорят об удовлетворительном состоянии призабойной зоны.

Для более полной оценки результатов СКО желательно PLT-исследования проводить до и после работ по интенсификации.

В случае обнаружения твёрдых отложений на поверхности подземного оборудования рекомендуется провести работы по определению их компонентного состава, подбору растворяющих композиций и разработке технологии их применения. По результатам исследований рекомендовать способы очистки подземного оборудования от АСПО.

Рекомендуется провести лабораторные исследования по подбору эффективных ингибиторов парафиноотложений для нефтей месторождения Королевское. После проведения исследований рекомендовать применение ингибиторов для защиты подземного оборудования от АСПО.

Для удаления образовавшихся парафиновых отложений с поверхности подземного оборудования рекомендуется применять механический метод — скребок типа «система ножей» на геофизическом кабеле и термические методы — промывка горячей нефтью, пропарка и электропрогрев.

В настоящее время проблемы с гидратообразованием отсутствуют. В случае их образования для удаления рекомендуется использовать прогрев оборудования до полного разрушения гидратов, либо закачку метанола, а для предотвращения процесса гидратообразования рекомендуется введения в поток газожидкостной смеси спиртов или гликолей.