Осложнения при добыче нефти Осложняющие факторы Эксплуатация. Осложнения при добыче нефти


19. Основные осложнения, возникающие при добыче нефти.

Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Кроме того, ломаются, развинчиваются штанги, засоряется арматура; появляются отложения солей, песка; посторонняя вода и т. д.

20. Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа.

  1. Разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок;

  2. Обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

  3. Вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка её;

  4. Чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования; гидратообразование;

  5. Значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

  6. Неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой).

21.Геолого-промысловые исследования скважин в процессе эксплуатации.

Наблюдение за эксплуатацией скважин сводится к систематическому замеру дебитов газа и жидкости и содержания воды в добываемой жидкости (нефть + вода) не реже 3 раз в месяц и к замеру забойных и пластовых давлений не реже одного раза в квартал во всех фонтанных, пьезометрических, контрольных и простаивающих скважинах.

Замеры дебитов газа, нефти и воды необходимы для учёта добычи и для изучения коллекторских свойств пластов, анализа разработки, планирования добычи и для подсчёта запасов нефти и газа.

22. Понятие о гидродинамических методах исследования скважин, получаемые параметры.

Основной целью исследования скважин является определение потенциально возможного дебита нефти и проницаемости коллектора.

  1. метод пробных откачек или неустановившихся отборов;

Заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины с одновременным замером дебита и забойного давления, после того, как в скважине устанавливается приток при каждом новом режиме её работы. Ряд таких замеров позволяет определить зависимость дебита от забойного давления;

  1. метод восстановления давления;

Основан на законах упругого распределения давления в пласте после остановки скважины; замеряется изменение давления каждую минуту дифференциальным манометром; определяется коэффициент проницаемости.

23. Увеличение производительности добывающей скважины.

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят, главным образом, от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приёмистость её, и наоборот.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твёрдых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Рассмотрим некоторые виды воздействия.

а) кислотные обработки скважин;

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

б) гидравлический разрыв пласта;

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов:

закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

закачка жидкости-песконосителя;

закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

в) гидропескоструйная перфорация скважин;

Кроме перфорации скважин, этот метод применяют для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом (вместо пулевой или кумулятивной перфорации), при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.

г) виброобработка забоев скважин;

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

д) разрыв пласта давлением пороховых газов;

Этот метод основан на образовании трещин в горной породе за счёт энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

е) торпедирование скважин;

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

ж) тепловое воздействие на призабойную зону скважин;

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола.

studfiles.net

Осложнения при добыче нефти — реферат

Воздействие многократно чередующимися репрессиями

В момент мгно­венного снижения давления или его восстановления происходит сле­дующее:

- возникают высокие градиенты давления, направленные либо из пласта в скважину, либо из скважины в пласт;

- высокие градиенты давления из пласта в скважину совпадают практи­чески во времени со снятием давления на забой, а, следовательно, с отсут­ствием сил, прижимающих дисперсную фазу к скелету породы либо к трещинам в пласте, что облегчает вынос частиц в скважину;

- высокий градиент давления из скважины в пласт позволяет изменять положение застрявших частиц в перегибах пор либо в извилистых трещи­нах, что при последующем снижении давления облегчает их вынос в сква­жину;

- максимальный градиент давления возникает на расстоянии 1,05 — 1,07 радиуса скважины;

- в прискважинной зоне пласта возникают градиенты скоростей рас­пространения депрессионной воронки между скелетом пласта, дисперсной фазой и пластовым флюидом.

При мгновенной смене давлений в скважине меняется напряженно-деформированное состояние из-за смены радиального и кольцевого напря­жений, что способствует раскрытию трещин либо их распространению в сторону пласта.

Теоретически представляется возможным быстрейшее восстановление фильтрационной способности пород путем воздействия на призабойную зону пласта циклически повторяющимися переменными давлениями, по­средством чередования резко создаваемых глубоких депрессий и их вы­равнивания до пластового давления или депрессий с репрессиями.

 

Вопрос №3. Осложнения при добыче нефти

Из всех возможных осложнений, которые могут возникнуть при добыче нефти, особо выделяются три: отказ оборудования, проблемы со скважиной и утилизация соленой воды. Иногда эти проблемы могут потребовать капитального ремонта скважины.

Отказ оборудования

Отказ оборудования — пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче (поломка штанг, отказ глубинного насоса, вызванный чаще всего физическим износом одной или нескольких подвижных деталей насоса, трещина из-за коррозии или механических напряжений в насосно-компрессорной колонне, при газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов).

Проблемы в скважине

Пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозия — типичные проблемы в скважине.Пескообразование

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то, что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Повреждение пласта

Это типичное затруднение наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти.   Парафин

Отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах — это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твердом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже.    Эмульсии нефти в воде

В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию, не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой, поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого. Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Так как химический состав сырой нефти меняется на разных месторождениях, различается также и природа химикатов, используемых для разрушения эмульсий.    Коррозия

Коррозия — одна из наиболее дорогостоящих проблем, поражающих нефтяную скважину. Соленая вода, извлекаемая вместе с нефтью, обладает высокой коррозионной агрессивностью, и большая часть нефтей содержит различное количество сероводорода, который тоже вызывает коррозию. Антикоррозионные меры — введение химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, а также использование специальных сплавов и труб с цементным покрытием.

Утилизация соленой воды

Утилизация соленой воды, извлекаемой вместе с нефтью, может быть очень дорогостоящей. Соленую воду нельзя спускать в наземные реки и водоемы, потому что это губительно для растений и животных. Наиболее обычный способ утилизации соленой воды — закачка в скважины, специально пробуренные для этой цели.

Капитальный ремонт скважины

Капитальный ремонт — самая большая ремонтная операция, которая иногда нужна для поддержания максимального уровня добычи нефти. Если, например, скважина начинает выдавать избыточное количество соленой воды, над скважиной устанавливается вышка для капитального ремонта, очень похожая на буровую, но несколько меньшего размера, — и начинаются операции по сокращению выхода соленой воды.

Сперва необходимо «заглушить» скважину некоей жидкостью, например буровым раствором, соленой водой, нефтью или, возможно, специальным ремонтным раствором, имеющим достаточное гидростатическое давление, чтобы противодействовать давлению пласта, когда скважина заполнена жидкостью. Если рассол поступает через нижнюю часть коллектора, принято нагнетать цемент в перфорационный канал с помощью нагнетателя низкого или высокого давления.

При использовании метода нагнетания цемента под высоким давлением на дно насосно-компрессорной колонны опускается специальный пакер, защищающий обсадную трубу и другое оборудование устья скважины. Если используется метод цементирования при низком давлении ,то пакер не нужен, так как используемое давление не будет превышать рабочее давление на устье скважины и в обсадной колонне. После схватывания цемента может возникнуть необходимость высверлить цемент из обсадной трубы и заново отперфорировать ее соответствующим образом, так как цемент закупорит старую перфорацию.

Если скважина характеризуется избыточным поступлением газа, то, возможно, его можно сократить таким же способом вторичного цементирования и повторной перфорации. Если в скважине более одного продуктивного уровня и нижний уровень истощился, применяют заглушку перед более высоким уровнем. Обсадную трубу заглушают с помощью цементной пробки или пакер-пробкой — механического приспособления, которое ставится в обсадной трубе, чтобы эффективно отсечь добычу ниже точки, на которой она установлена. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

1. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. – М.: Недра, 1974. – 376 с.

2. Минеев Б.П. , Сидоров Н.А. -  Практическое руководство по испытанию скважин. -  М. : Недра, 1981. - 280 с.

3. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М., Недра, 1987.-309с.

4. Сайт http://www.barrell.ru/complication/

1

 

freepapers.ru

Осложнения при добыче нефти Осложняющие факторы Эксплуатация

Осложнения при добыче нефти Осложнения при добыче нефти

Осложняющие факторы Эксплуатация скважин в условиях ОАО «Татнефть» может быть осложнена: • отложением асфальто-смоло-парафинистых Осложняющие факторы Эксплуатация скважин в условиях ОАО «Татнефть» может быть осложнена: • отложением асфальто-смоло-парафинистых веществ, • солей, • влиянием коррозионно-активной среды, • выносом механических примесей, • образованием высоковязких эмульсий в обводненных скважинах, • кривизной ствола скважин.

 • Пласт - призабойная зона – скважина – система нефтесбора представляют собой единую • Пласт - призабойная зона – скважина – система нефтесбора представляют собой единую нефтедобывающую систему, сложность функционирования которой связана не только с изменением термобарических условий, но и с фазовыми превращениями. Кроме того, в отдельных подсистемах протекают сложные физические явления, существенно меняющие законы работы взаимосвязанных подсистем.

Блок-схема формирования органических отложений в нефтедобывающей системе • Мж 1, Мж 2, Мж 3, Блок-схема формирования органических отложений в нефтедобывающей системе • Мж 1, Мж 2, Мж 3, Мж 4 - жидкая фаза; • Мтв 1, Мтв 2, Мтв 3 -твердая фаза, • Мг 1 Мг 2 Мг 3 Мг 4 газообразная фаза, соответственно, при условиях пласта Тпл, Рпл; призабойной зоны Тпз, Рпз; скважины Тскв, Рскв; системы нефтесбора. Тсб Рсб. Пласт Призабойная зона добывающей скважины Мж 2, Мтв 2 Тпз, Рпз Мж 1 Тпл, Рпл Добывающая скважина Мж 3, Мг 3, Мтв 3 Тскв, Рскв Система нефтесбора Мж 4, Мг 4, Мтв 4 Тсб, Рсб

 • Работоспособность любой системы зависит не только от структуры системы, но и взаимосвязей • Работоспособность любой системы зависит не только от структуры системы, но и взаимосвязей и взаимовлияний системы на надсистему, окружающую среду, системы на подсистемы и от обратного влияния. Отсутствие учета таких влияний при внедрении технологий может не только отрицательно сказаться на работоспособности системы, но и влиять на внешнюю среду.

 • при планировании и реализации технологий борьбы с осложнениями необходимо внедрение системного подхода, • при планировании и реализации технологий борьбы с осложнениями необходимо внедрение системного подхода, предусматривающего анализ и оценку технологий с точки зрения негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом. Необходима оценка возможных последствий применения технологий увеличения нефтеотдачи пласта, интенсификации добычи, технологий эксплуатации скважин на появление осложнений в технологических процессах эксплуатации скважин.

Фонд действующих нефтяных скважин Количество осложнённых скважин Количество и удельный вес скважин с осложнениями Фонд действующих нефтяных скважин Количество осложнённых скважин Количество и удельный вес скважин с осложнениями Органические отложения Отложен ия гипса Отложения неорганических солей и коррозия Образование внутрискважинной эмульсии НГДУ «Краснохолмскнефть» 4769 1356 545 323 156 472 28, 4% 11, 4% 6, 8% 3, 3% 9, 9% Уфимская группа месторождений 959 274 169 19 34 51 28, 6% 17, 6% 2, 0% 3, 5% 5, 3% 80 145 3, 6% 6, 5% НГДУ «Чекмагушнефть» 2238 435 225 19, 4% 10, 1% 0, 0% НГДУ «Туймазанефть» 2633 723 388 26 22 285 27, 5% 14, 7% 1, 0% 0, 8% 10, 8% ОАО АНК «Башнефть» 16670 4457 2176 458 610 1410 26, 7% 13, 1% 2, 7% 3, 7% 8, 5%

present5.com

Осложнения при добыче нефти на Среднеботуобинском НГКМ

Основной объект разработки АО «РНГ» – восточные блоки Среднеботуобинского НГКМ – расположены на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия) и представлены терригенно-карбонатными отложениями венда с эффективными толщинами горизонта от 9 до 30 метров. Освоение скважин месторождения, осложненных высоким газовым фактором, наличием солеотложений и АСПО, осуществляется при помощи установок ЭЦН-30, ЭЦН-59, а также «конусных установок» (ЭЦН-59/30), эксплуатируемых в различных режимах с использованием станций управления с частотно регулируемым приводом (СУ ЧРП). Применяются реагенты для борьбы с осложнениями.

В ходе проведенных испытаний СУ ЧРП показали наибольшую эффективность и работоспособность в условиях Среднеботуобинского НГКМ. Наряду с этим в 2017 году на нескольких лицензионных участках планируется внедрение УЭЦН с подпорным насосом и хвостовиком, предназначенных для интенсивного отбора застойной жидкости и тяжелой воды непосредственно из зоны перфорации пласта, с последующей интенсификацией притока жидкости и стабилизацией потока жидкости с высоким газовым фактором.

04.06.2017 Инженерная практика №03/2017 Калинин Евгений Михайлович Начальник отдела добычи нефти и газа АО «РНГ»

Компания «РНГ» разрабатывает восточные блоки Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения в Восточной Сибири. В административном отношении рассматриваемый лицензионный участок расположен на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия). Фонд скважин АО «РНГ» представлен преимущественно нефтедобывающими скважинами с максимальным расчетным дебитом 45 т/сутки. С точки зрения геологии разрабатываемые блоки характеризуются наличием терригенно-карбонатных отложений венда с эффективными толщинами горизонта от 9 до 30 метров (рис. 1).

Рис. 1. Основные геологические характеристики восточных блоков Среднеботуобинского НГКМРис. 1. Основные геологические характеристики восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ

Одну из наиболее сложных проблем при освоении восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ представляет транспортное сообщение с объектами разработки, которое обеспечивается автомобильным и воздушным видами транспорта. Общая протяженность автодорог в Мирнинском районе составляет около 4 тыс. км, из которых только 30% могут эксплуатироваться круглогодично, тогда как остальные 70% представляют собой автозимники. Из рис. 2 видно, что сначала все промысловое оборудование и материалы поступают в г. Усть-Кут, откуда в период с декабря по март направляется по автозимнику в г. Мирный и оттуда – непосредственно на сам промысел. В летние месяцы и в сентябре обеспечение осуществляется речным транспортом (баржами) до порта в г. Ленске, после чего необходимое оборудование завозится на месторождение при помощи автотранспорта.

Рис. 2. Схема транспортного сообщения со Среднеботуобинским НГКМРис. 2. Схема транспортного сообщения со Среднеботуобинским НГКМ

В настоящее время в восточной части Среднеботуобинского месторождения планируется строительство нефтепровода, который свяжет лицензионный участок с трубопроводом ВСТО в районе г. Ленска. Протяженность нефтепровода составит порядка 190 км, диаметр – 325 мм, производительность – 1,8 млн т/год.

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН СРЕДНЕБОТУОБИНСКОГО НГКМ

Освоение скважин Среднеботуобинского НГКМ ведется с помощью установок электроцентробежных насосов. Для подбора оптимального режима работы скважин используются станции управления с частотным приводом, а также различные конструкции компоновок ГНО (рис. 3). В частности, мы применяем установки ЭЦН-30-1800, ЭЦН-59-1700 и так называемые «конусные установки» ЭЦН-59/30-1800, в которых в качестве нижней секции насоса служит ЭЦН-59, средней и верхней – ЭЦН-30.

Рис. 3. Расчетная характеристика работы УЭЦН в скважинах Среднеботуобинского НГКМРис. 3. Расчетная характеристика работы УЭЦН в скважинах Среднеботуобинского НГКМ

Основные виды осложнений, выявленные на данном этапе освоения, включают высокий газовый фактор («газовые шапки»), высокое влагосодержание с образованием гидратов, наличие мерзлых грунтов толщиной до 60 м, высокое содержание солей (до 30 г/л) и незначительное количество парафиновых отложений (рис. 4).

В табл. 1 и 2 представлены основные характеристики работы ГНО в скважинах с условными номерами 1 и 2 Среднеботуобинского НГКМ. Видно, что при использовании установки ЭЦН-30-1800 с открытым пробоотборником скважина № 1 работает нестабильно, средний дебит составляет всего 8-12 м3/сутки. ГНО эксплуатируется при низких температурах и охлаждается газом. Срыва подачи и перегрева оборудования не происходит, тем не менее, долго в таком режиме установка работать не сможет.

Характеристики работы ГНО в скважине №1 Среднеботуобинского НГКМТаблица 1. Характеристики работы ГНО в скважине №1 Среднеботуобинского НГКМХарактеристики работы ГНО в скважине №2 Среднеботуобинского НГКМТаблица 2. Характеристики работы ГНО в скважине №2 Среднеботуобинского НГКМ

На этом фоне достаточно неплохо себя зарекомендовала установка ЭЦН-59-1700: дебит скважины №1 превысил 70 м3/сут, но при этом существенно увеличилась обводненность. Оптимальный режим работы ГНО в скважине был достигнут при использовании «конусных установок» ЭЦН-59/30-1720 со средним дебитом жидкости 35-38 м3/сутки.

В скважину №2 также была спущена «конусная установка» ЭЦН-59/30. В данном случае основная проблема заключалась в наличии высокого давления (до 81 атм), что приводило к фонтанированию скважины. К моменту подготовки настоящей статьи проблему удалось решить, и на данный момент диапазон давлений составляет примерно 38-45 атмосфер.

В ходе эксплуатации скважины №2 фонтанным способом в периодическом режиме (с дебитом 10-15 м3/сут и обводненностью 15-20%) в течение года неоднократно проводились горячие обработки. При постановке бригады для спуска ЭЦН на стенках НКТ были обнаружены парафиновые отложения. Содержание асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в нефти составляло 1,8-2%, хотя на остальном фонде скважин явных признаков АСПО до этого выявлено не было (рис. 4). Для устранения проблемы было решено использовать растворитель АСПО, подобранный специально под заданные условия эксплуатации.

Рис. 4. Асфальтосмолопарафиновые отложения на стенках НКТ скважины №2 Среднеботуобинского НГКМРис. 4. Асфальтосмолопарафиновые отложения на стенках НКТ скважины №2 Среднеботуобинского НГКМ

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Удаленность Среднеботуобинского НГКМ, высокая стоимость и сложность транспортной логистики делают ремонт и расследование причин отказов установок нерентабельными, поэтому в нашем случае дешевле осуществлять замену вышедшего из строя оборудования на новое.

Промышленная добыча нефти на месторождении начнется в 2018 году, в соответствии с программой освоения к концу года эксплуатационный фонд скважин составит порядка 40 единиц.

Также в планах приступить к внедрению УЭЦН с подпорным насосом и хвостовиком, предназначенных для интенсивного отбора застойной жидкости и тяжелой воды непосредственно из зоны перфорации пласта, с последующей интенсификацией притока жидкости и стабилизацией потока жидкости с высоким газовым фактором.

Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!

glavteh-stage.cm73213.tmweb.ru

Осложнения при добыче нефти на Среднеботуобинском НГКМ

Основной объект разработки АО «РНГ» – восточные блоки Среднеботуобинского НГКМ – расположены на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия) и представлены терригенно-карбонатными отложениями венда с эффективными толщинами горизонта от 9 до 30 метров. Освоение скважин месторождения, осложненных высоким газовым фактором, наличием солеотложений и АСПО, осуществляется при помощи установок ЭЦН-30, ЭЦН-59, а также «конусных установок» (ЭЦН-59/30), эксплуатируемых в различных режимах с использованием станций управления с частотно регулируемым приводом (СУ ЧРП). Применяются реагенты для борьбы с осложнениями.

В ходе проведенных испытаний СУ ЧРП показали наибольшую эффективность и работоспособность в условиях Среднеботуобинского НГКМ. Наряду с этим в 2017 году на нескольких лицензионных участках планируется внедрение УЭЦН с подпорным насосом и хвостовиком, предназначенных для интенсивного отбора застойной жидкости и тяжелой воды непосредственно из зоны перфорации пласта, с последующей интенсификацией притока жидкости и стабилизацией потока жидкости с высоким газовым фактором.

04.06.2017 Инженерная практика №03/2017 Калинин Евгений Михайлович Начальник отдела добычи нефти и газа АО «РНГ»

Компания «РНГ» разрабатывает восточные блоки Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения в Восточной Сибири. В административном отношении рассматриваемый лицензионный участок расположен на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия). Фонд скважин АО «РНГ» представлен преимущественно нефтедобывающими скважинами с максимальным расчетным дебитом 45 т/сутки. С точки зрения геологии разрабатываемые блоки характеризуются наличием терригенно-карбонатных отложений венда с эффективными толщинами горизонта от 9 до 30 метров (рис. 1).

Рис. 1. Основные геологические характеристики восточных блоков Среднеботуобинского НГКМРис. 1. Основные геологические характеристики восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ

Одну из наиболее сложных проблем при освоении восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ представляет транспортное сообщение с объектами разработки, которое обеспечивается автомобильным и воздушным видами транспорта. Общая протяженность автодорог в Мирнинском районе составляет около 4 тыс. км, из которых только 30% могут эксплуатироваться круглогодично, тогда как остальные 70% представляют собой автозимники. Из рис. 2 видно, что сначала все промысловое оборудование и материалы поступают в г. Усть-Кут, откуда в период с декабря по март направляется по автозимнику в г. Мирный и оттуда – непосредственно на сам промысел. В летние месяцы и в сентябре обеспечение осуществляется речным транспортом (баржами) до порта в г. Ленске, после чего необходимое оборудование завозится на месторождение при помощи автотранспорта.

Рис. 2. Схема транспортного сообщения со Среднеботуобинским НГКМРис. 2. Схема транспортного сообщения со Среднеботуобинским НГКМ

В настоящее время в восточной части Среднеботуобинского месторождения планируется строительство нефтепровода, который свяжет лицензионный участок с трубопроводом ВСТО в районе г. Ленска. Протяженность нефтепровода составит порядка 190 км, диаметр – 325 мм, производительность – 1,8 млн т/год.

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН СРЕДНЕБОТУОБИНСКОГО НГКМ

Освоение скважин Среднеботуобинского НГКМ ведется с помощью установок электроцентробежных насосов. Для подбора оптимального режима работы скважин используются станции управления с частотным приводом, а также различные конструкции компоновок ГНО (рис. 3). В частности, мы применяем установки ЭЦН-30-1800, ЭЦН-59-1700 и так называемые «конусные установки» ЭЦН-59/30-1800, в которых в качестве нижней секции насоса служит ЭЦН-59, средней и верхней – ЭЦН-30.

Рис. 3. Расчетная характеристика работы УЭЦН в скважинах Среднеботуобинского НГКМРис. 3. Расчетная характеристика работы УЭЦН в скважинах Среднеботуобинского НГКМ

Основные виды осложнений, выявленные на данном этапе освоения, включают высокий газовый фактор («газовые шапки»), высокое влагосодержание с образованием гидратов, наличие мерзлых грунтов толщиной до 60 м, высокое содержание солей (до 30 г/л) и незначительное количество парафиновых отложений (рис. 4).

В табл. 1 и 2 представлены основные характеристики работы ГНО в скважинах с условными номерами 1 и 2 Среднеботуобинского НГКМ. Видно, что при использовании установки ЭЦН-30-1800 с открытым пробоотборником скважина № 1 работает нестабильно, средний дебит составляет всего 8-12 м3/сутки. ГНО эксплуатируется при низких температурах и охлаждается газом. Срыва подачи и перегрева оборудования не происходит, тем не менее, долго в таком режиме установка работать не сможет.

Характеристики работы ГНО в скважине №1 Среднеботуобинского НГКМТаблица 1. Характеристики работы ГНО в скважине №1 Среднеботуобинского НГКМХарактеристики работы ГНО в скважине №2 Среднеботуобинского НГКМТаблица 2. Характеристики работы ГНО в скважине №2 Среднеботуобинского НГКМ

На этом фоне достаточно неплохо себя зарекомендовала установка ЭЦН-59-1700: дебит скважины №1 превысил 70 м3/сут, но при этом существенно увеличилась обводненность. Оптимальный режим работы ГНО в скважине был достигнут при использовании «конусных установок» ЭЦН-59/30-1720 со средним дебитом жидкости 35-38 м3/сутки.

В скважину №2 также была спущена «конусная установка» ЭЦН-59/30. В данном случае основная проблема заключалась в наличии высокого давления (до 81 атм), что приводило к фонтанированию скважины. К моменту подготовки настоящей статьи проблему удалось решить, и на данный момент диапазон давлений составляет примерно 38-45 атмосфер.

В ходе эксплуатации скважины №2 фонтанным способом в периодическом режиме (с дебитом 10-15 м3/сут и обводненностью 15-20%) в течение года неоднократно проводились горячие обработки. При постановке бригады для спуска ЭЦН на стенках НКТ были обнаружены парафиновые отложения. Содержание асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в нефти составляло 1,8-2%, хотя на остальном фонде скважин явных признаков АСПО до этого выявлено не было (рис. 4). Для устранения проблемы было решено использовать растворитель АСПО, подобранный специально под заданные условия эксплуатации.

Рис. 4. Асфальтосмолопарафиновые отложения на стенках НКТ скважины №2 Среднеботуобинского НГКМРис. 4. Асфальтосмолопарафиновые отложения на стенках НКТ скважины №2 Среднеботуобинского НГКМ

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Удаленность Среднеботуобинского НГКМ, высокая стоимость и сложность транспортной логистики делают ремонт и расследование причин отказов установок нерентабельными, поэтому в нашем случае дешевле осуществлять замену вышедшего из строя оборудования на новое.

Промышленная добыча нефти на месторождении начнется в 2018 году, в соответствии с программой освоения к концу года эксплуатационный фонд скважин составит порядка 40 единиц.

Также в планах приступить к внедрению УЭЦН с подпорным насосом и хвостовиком, предназначенных для интенсивного отбора застойной жидкости и тяжелой воды непосредственно из зоны перфорации пласта, с последующей интенсификацией притока жидкости и стабилизацией потока жидкости с высоким газовым фактором.

glavteh.ru

Борьба с осложнениями при добыче нефти в РИТЭК-Самара-Нафта

ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» разрабатывает 56 нефтяных месторождений, расположенных на 26 лицензионных участках на территории Самарской и Ульяновской областей. В состав ТПП входят два ЦДНГ (Юг и Север), ЦПСН «Просвет» и УПГ «Зареченская». На обеих группах месторождений компании – Северной и Южной – добываются в основном нефти, характеризующиеся высоким содержанием АСПВ и высокой температурой застывания, что существенно затрудняет (а подчас делает невозможной) транспортировку углеводородной продукции по трубопроводам. Помимо этого, на отдельных месторождениях приходится сталкиваться с такими проблемами, как заражение сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), которое приводит к развитию коррозии в системе трубопроводного транспорта. Для борьбы с осложняющими факторами, влияющими на процессы добычи и перекачки нефти, в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» применяются различные технологии, включая ингибиторные обработки, путевые подогреватели,  деэмульгаторы,  антикоррозийные реагенты и др.

Добыча и транспортировка нефти на Южной группе месторождений (ЦДНГ «Юг») осложнены, прежде всего, высоким содержанием парафина в нефти (от 24 до 48%) и высокой температурой ее застывания (до +38°С). Такие температуры застывания характерны для нефти пластов D3br и D3sr, добываемой на Мамуринском, Фурмановском и Венском месторождениях и приводят к интенсивному образованию АСПО на внутренней поверхности НКТ и в трубопроводной системе сбора.

01.10.2015 Инженерная практика №10/2015 Никифоров Артем Александрович Ведущий инженер отдела добычи нефти и газа ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» Рис. 1. Схема транспортировки нефти Морецкого м/рРис. 1. Схема транспортировки нефти Морецкого м/р

АГЗУ МОРЕЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Добыча нефти на Морецком месторождении в основном осуществляется из пласта Д3br и характеризуется высокими температурой застывания продукции (до +15°С) и содержанием парафинов (до 17%). В связи с высокой обводненностью продукции скважин месторождения в процессе транспорта нефти по трубопроводу происходит образование высоковязких динамических эмульсий (вязкость до 26000 сП), что приводит к росту давления в трубопроводе и уменьшению его пропускной способности (рис. 1).

Для решения этой проблемы мы провели серию экспериментов, направленных на улучшение реологических свойств продукции скважин Морецкого месторождения. В результате лабораторных испытаний была подобрана смесь многофункционального реагента «МЛ-Супер» (выступающего одновременно ингибитором АСПО и моющим средством, а также обладающего слабыми деэмульгирующими свойствами) и деэмульгатора СНПХ-4480 в пропорции 4:1. При подаче в трубопровод данной смеси реагентов с дозировкой 500 г/т нефти происходит снижение вязкости транспортируемой жидкости с 26000 до 31 сП. Соответственно, снижается гидравлическое сопротивление, увеличивается пропускная способность трубопровода, снижается давление в системе сбора и предотвращается его рост.

До применения данной смеси давление в системе сбора Морецкого месторождения составляло 31-32 атм, а в результате ее применения снизилось до 2526 атмосфер.

Смесь также применяется на ряде месторождений Южной группы месторождений ТПП «РИТЭК-СамараНафта» для улучшения реологических свойств нефти при транспорте по трубопроводам. Однако в связи с изменением состава транспортируемой жидкости в настоящее время осуществляется подача только деэмульгатора СНПХ-4480 с дозировкой 200 г/т нефти. Причиной изменения дозируемого реагента стал рост давления в трубопроводе.

Рис. 2. Схема транспортировки нефти Малочерниговского и Пушкарихинского м/рРис. 2. Схема транспортировки нефти Малочерниговского и Пушкарихинского м/р

МАЛОЧЕРНИГОВСКОЕ И ПУШКАРИХИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Транспорт продукции скважин Малочерниговского и Пушкарихинского месторождений осложнен активным образованием АСПО на внутренней поверхности трубопроводов и образованием высоковязких динамических эмульсий вследствие высокой обводненности транспортируемой жидкости (рис. 2).

Для снижения температуры застывания нефти, предупреждения образования АСПО и уменьшения вязкости транспортируемой эмульсии был подобран эффективный ингибитор парафиновых отложений марки «ПарМастер» 2020А.

Применение ингибитора АСПО позволило снизить температуру застывания нефти с +5°С до -27°С, и как следствие, значительно уменьшить давление в системе сбора. До применения ингибитора АСПО давление в системе сбора Малочерниговского и Пушкарихинского месторождений составляло 34-35 атм, а после – снизилось до 27-28 атм и продолжает держаться в указанных диапазонах. Также после начала подачи ингибитора АСПО были прекращены регулярные промывки нефтесборного коллектора горячей нефтью. До применения данного реагента промывки отдельных участков трубопровода осуществлялись каждые трое-четверо суток. Таким образом, применение ингибитора АСПО эффективно снижает температуру застывания нефти, значительно замедляет процесс образования АСПО и предотвращает образование высоковязких эмульсий (рис. 3).

Рис. 3. График снижения давления в системе сбора Малочерниговского и Морецкого м/рРис. 3. График снижения давления в системе сбора Малочерниговского и Морецкого м/р

ПОДОГРЕВАТЕЛИ НЕФТИ

Для транспорта нефти с аномально высокими температурами застывания, когда применение химических реагентов не дает необходимого положительного эффекта, мы применяем путевые подогреватели как импортного, так и отечественного производства.

В частности, для транспорта нефти Фурмановского месторождения, добываемой из пласта Д3br с температурой застывания нефти 38°С и содержанием парафинов до 38%, применяются электрический путевой подогреватель нефти CETAL и путевой подогреватель нефти отечественного производства СПН-50 проточного типа (рис. 4). На данных путевых подогревателях осуществляется нагрев нефти до 60°С, что в комплексе со строительством трубопроводов в теплоизоляционном исполнении позволяет прокачивать нефть до пунктов сбора, расположенных на удалении более чем 8000 метров.

Рис. 4. Путевые подогреватели CETAL и «СПН-50»Рис. 4. Путевые подогреватели CETAL и «СПН-50»

НЕФТИ СЕВЕРНОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Для Северной группы месторождений (ЦДНГ «Север») характерна добыча нефти с высоким содержанием смол (от 5 до 18%) и асфальтенов (от 2 до 14%) и высокой обводненностью. Такие свойства нефти приводят к образованию высоковязких динамических водонефтяных эмульсий (вязкость до 30000 сП) в процессе ее извлечения из пласта. Кроме того, из-за повышенного содержания асфальтенов и смол на ряде месторождений Северной группы с низкой обводненностью продукции скважин (не более 10%) добываемая нефть обладает высокой вязкостью.

Вследствие влияния указанных факторов происходит снижение напорно-расходных характеристик УЭЦН, повышение давлений в системе трубопроводов и, следовательно, снижение пропускной способности трубопровода.

Для предотвращения образования высоковязких динамических эмульсий в рабочих органах УЭЦН на прием насоса по капилляру подается деэмульгатор. До его применения вязкость водонефтяной эмульсии с обводненностью 40% составляла 1665 сП. С ростом обводненности до 70% прямо пропорционально увеличивается и вязкость водонефтяной эмульсии – до 30074 сП. Обработка данной эмульсии деэмульгатором приводит к снижению вязкости до 506 сП (при обводненности 40%) и до 394 сП при обводненности 70%. Дозирование деэмульгатора на прием насоса позволяет снизить давление в трубопроводе и увеличить его пропускную способность.

Для улучшения реологических свойств высоковязких нефтей Северной группы месторождений (с обводненностью не более 10%) продукция скважин обрабатывается специальным реагентом, обладающим свойствами ингибитора АСПО, растворителя и слабо деэмульгирующей способностью. Подача данного реагента также осуществляется по капилляру на прием УЭЦН.

На скважинах, обрабатываемых реагентом РДН-0, после увеличения обводненности свыше 10% начинается дозирование деэмульгатора СНПХ-4114.

Рис. 5. Малогабаритная блочная сепарационно- насосная установка (МБСНУ)Рис. 5. Малогабаритная блочная сепарационно- насосная установка (МБСНУ)

МАЛОГАБАРИТНЫЕ БЛОЧНЫЕ СЕПАРАЦИОННО-НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (МБСНУ)

Для ряда скважин, характеризующихся аномально высокой вязкостью добываемой нефти, была разработана особая методика транспорта углеводородной продукции. Так, в связи с высокой вязкостью и низкой температурой добываемой продукции транспортировка нефти Стрелковского месторождения по трубопроводу не представляется возможной. Через 300-400 м после фонтанной арматуры нефть перестает течь, наблюдается резкий рост давления в трубопроводе (до 40 атм).

Для снижения давления и транспортировки нефти мы использовали горячие промывки подготовленной легкой нефтью с применением АДПМ. Однако данный метод оказался малоэффективным и требовал серьезных финансовых затрат. Тогда для решения проблемы и получения положительного экономического эффекта на выкидную линию скважины были установлены проточный подогреватель CETAL и малогабаритные блочные сепарационно-насосные установки (МБСНУ), выполненные в теплоизоляционном исполнении и оснащенные насосом для рециркуляции нефти в сепарационной емкости (рис. 5). При использовании МБСНУ часть нефти регулярно возвращается на проточный подогреватель и затем поступает в емкость, откуда через стояки налива подается в бойлеры для последующего транспорта до установки подготовки нефти. В настоящее время в эксплуатации находится 21 установка. Проектная мощность каждой МБСНУ составляет от 150 до 650 м3/сут жидкости.

Рис. 6. Алгоритм коррозионного мониторингаРис. 6. Алгоритм коррозионного мониторинга

КОРРОЗИОННЫЙ МОНИТОРИНГ

Также в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» разработан алгоритм проведения коррозионного мониторинга (рис. 6).

Сначала специалист отдела добычи нефти и газа разрабатывает график работ по коррозионному мониторингу, который затем передается специализированной сервисной компании. Ежемесячно (не позднее 10 числа) сервисная компания предоставляет отчет о проделанной работе. Далее специалист отдела добычи нефти и газа проводит анализ предоставленной отчетности и вырабатывает решения по корректировке программы. Незначительные изменения обсуждаются со службой главного инженера и сразу же передаются для исполнения на объекты. Значительные изменения согласовываются с директором и главным инженером ТПП.

В свой отчет сервисная компания включает следующие виды актов: Акт установки/извлечения образцов-свидетелей коррозии; Акт ревизии узла контроля коррозии с ОСК; акт о проведении лабораторных испытаний.

Также регулярно осуществляется анализ агрессивности пластовых вод, сбрасываемых на установках подготовки и транспортируемых по протяженным трубопроводам (см. таблицу). Эти данные необходимы для оценки агрессивности рабочих сред и оперативного принятия решений о необходимости смены применяемых ингибиторов коррозии.

Таблица 1. Сводные данные по мониторингу к Протоколу лабораторных испытаний № 01009-15Таблица 1. Сводные данные по мониторингу к Протоколу лабораторных испытаний № 01009-15Рис. 7. Ключевые показатели эффективности (KPI)Рис. 7. Ключевые показатели эффективности (KPI)

Для оценки качества ингибиторной защиты и эффективности антикоррозионных мероприятий применяется система ключевых показателей эффективности, в которую включены следующие элементы: дозировка реагента; время работы дозирующего устройства; скорость коррозии (рис. 7, 8).

Помимо этого, для локализации очагов заражения СВБ и последующей обработки бактерицидами в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» регулярно осуществляется мониторинг СВБ.

Рис. 8. Пример системы ключевых показателей эффективностиРис. 8. Пример системы ключевых показателей эффективностиРис. 9. Установка «азотная подушка»Рис. 9. Установка «азотная подушка»

Для уменьшения интенсивности коррозионного разрушения в компании применяются ингибиторы коррозии с непрерывным методом подачи, а также еженедельные промывки трубопроводов, работающих с неполным сечением, ингибитором коррозии для образования защитной пленки и предотвращения коррозии в воздушной фазе.

Трубопроводы системы ППД и утилизации пластовой воды, как правило, изготовлены из стеклопластиковых труб и не требуют применения специальных средств защиты от коррозии.

УСТАНОВКА «АЗОТНАЯ ПОДУШКА»

Для предотвращения образования пирофорных отложений в товарных РВС и снижения коррозионного разрушения на ЦПСН «Просвет» используется специальная установка «азотная подушка» (рис. 9). Принцип ее работы сводится к следующему: все пространство от верхнего уровня жидкости до крыши РВС заполняется азотом и тем самым предотвращается образование пирофорных отложений. Установка состоит из компрессора, двух ресиверов, общей линии трубопроводов и клапанов.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Артем Александрович, хотелось бы уточнить: уровень зараженности СВБ с годами падает или, наоборот, возрастает?

Артем Никифоров: Данная проблема характерна для двух наших месторождений –Булатовского и Казаковского. В целом используемый нами бактерицид работает эффективно. Зараженность фонда не увеличивается.

Вопрос: К «ударным» дозировкам приходится прибегать?

А.Н.: Иногда. Если колония увеличивается, то бактерицид подается с «ударной» дозировкой – от 200 до 500 г/м3 в течение суток. Стандартная дозировка составляет 50 г/м3.

Вопрос: Почему вы не используете нейтрализаторы, обладающие ингибирующим действием, для снижения содержания сероводорода в продукции скважин?

А.Н.: Используем. Я просто о них не упомянул. Нейтрализаторы у нас очень активно применяются. На Северной группе месторождений – на каждой установке подготовки нефти.

Вопрос: С какой дозировкой?

А.Н.: Дозировка разная. От 300 г/м3 до 1,5 кг/м3 (в частных случаях).

Вопрос: С какой периодичностью вы проводите бактерицидные обработки?

А.Н.: Подача бактерицидов происходит постоянно с дозировкой 50 г/м3.

glavteh.ru


Смотрите также