Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
Курсовой проект
Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при
эксплуатации скважин
Введение
ингибитор месторождение скважина
пластовый
Согласно нефтегазоносному
районированию Усть-Тегусское месторождение находится в пределах Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции, в Каймысовской нефтегазоносной области, в Демьянском
нефтегазоносном районе.
Месторождение было открыто в 1991 г.
поисковой скважиной 100. По результатам проведенных геологоразведочных работ и
исследований были выявлены промышленные залежи нефти в отложениях средней юры в
пластах Ю2, Ю3, Ю4.
Недропользователем является ООО
«ТНК-Уват»: лицензия №ТЮМ 11239 НЭ от 18.06.2002 г. - Урненский участок (срок
окончания лицензии 2014 г.) и лицензия №ТЮМ 11235 НР от 18.06.2002 г. -
Усть-Тегусский участок (срок окончания лицензии 2019 г.)
Первый полный подсчёт запасов по
Усть-Тегусскому месторождению был выполнен по результатам бурения 14
поисково-разведочных скважин в 2006 году НАЦ РН ХМАО «им. Шпильмана» (протокол
103 пд (ДСП) от 10.07.2007 г.).
В августе 2008 года по результатам
вновь пробуренных 8 поисково-разведочных и 16 эксплуатационных скважин был
выполнен оперативный пересчёт запасов Усть-Тегусского месторождения (протокол
18/823 - пр. от 23.10.2008 г.).
Месторождение введено в разработку в
2009 г. Действующим проектным документом является: «Технологическая схема
опытно-промышленной разработки Усть-Тегусского месторождения» принятая сроком
на 5 лет. Протокол ЦКР «Роснедра» №3853 от 09.11.2006 г., согласован «Роснедра»
07.12.2006 г. №ПС-03-31/8703.
Настоящая работа выполнена по
состоянию на 01.01.2011 г. на дату составления отчета на месторождении
пробурено 35 поисково-разведочных и 84 эксплуатационных скважин.
В период после составления
действующего проектного документа на месторождении проведен большой объем
геологоразведочных и исследовательских работ, результаты которых существенно
уточнили представления о свойствах и пространственном распространении залежей и
рациональном способе их разработки.
Целью настоящей работы является
уточнение проектных решений с учетом полученной в результате ГРР и ОПР
информации.
1. Геологическая
характеристика Усть-Тегусского месторождения
1.1 Общие сведения о
месторождении
В административном отношении
Усть-Тегусское месторождение расположено в Уватском районе Тюменской области.
Ближайшие населенные пункты - д. Нефедова, расположенная в 50 км к западу от
участков и д. Тайлакова, в 50 км к северу. Административный центр территории -
пос. Уват расположен в 280 км западнее от месторождения. Ближайшие
месторождения - Урненское, Гавриковское и Тайлаковское. Основными магистралями
района являются: автомобильная дорога Тобольск-Южный Балык и железная дорога -
Тюмень-Сургут-Нижневартовск. Параллельно магистралям проложены нефтепроводы
Усть-Балык-Омск, Усть-Балык-Курган, Нижневартовск - Курган, Сургут-Нижний
Новгород; два газовых магистральных газопровода и продуктопровод Южный
Балык-Тобольск. Для транспортировки нефти с Усть-Тегусского месторождения на
запад до центральной магистрали нефтепровода проложена «ветка» протяжённостью
319 км, размеры трубы 530×9 мм
Дорожная сеть практически
отсутствует, передвижение по площади работ и перевозка грузов возможны по
снежному покрову (зимники). Доставка грузов производится по железной дороге,
автотранспортом, либо баржами в период летней навигации. В редких случаях
используются вертолеты для доставки небольших партий грузов, а также иногда -
рабочих вахт. Промышленная инфраструктура на участках работ отсутствует.
Ближайшие аэропорты расположены в г. Тобольске и пос. Уват. Условия
производства работ на площади относятся к V категории трудности.
Вблизи территории открыты
месторождения строительных материалов, которые широко используются при
промышленном обустройстве месторождения.
Для питьевых нужд, а также промышленных
целей используются воды олигоцен-четвертичного возраста.
1.2
Литолого-стратиграфический разрез
Месторождение располагается в
пределах Западно-Сибирской плиты, в разрезе которой выделяются два
структурно-формационных этажа: доюрское складчатое образование и
мезозойско-кайнозойской чехол, залегающий с угловым стратиграфическим
несогласием на доюрском образовании.
При описании разреза привлекались
фактические материалы по описанию керна и нефтегазоносности территории.
На графическом приложении 2 приводится
сводный геолого-геофизический разрез для Усть-Тегусского месторождения. Сводный
разрез составлен по скважине 110, вскрывшей достаточно полный разрез юрских
отложений и породы доюрского основания.
Доюрские образования
Отложения фундамента представлены
эффузивными консолидированными породами. Породы фундамента были испытаны
совместно с отложениями Тюменской свиты в двух скважинах (30, 31) в интервалах
2525-2640 м и 2504-2596 м соответственно. В результате испытания в скважине 30
притока не получено, в скважине 31 получен приток пластовой воды дебитом 113 м3/сут.
В породах доюрского образования
развита кора выветривания, которая представлена серицит-хлорит-биотитовым
глинистым сланцем серого, зеленого цвета, перемятого, трещиноватого с жилками
кальцита, а так же известково-глинистыми и песчано-алевритистыми сланцами. При
совместном испытании с отложениями фундамента получен приток пластовой воды
дебитом 5,76 м3/сут.
Максимально вскрытая толща доюрских
образований достигает на рассматриваемом месторождении до 60 м (скв. 113).
К кровле доюрского основания
приурочен опорный отражающий горизонт А.
Доюрские образования с угловым
стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской
системы, которые заполняют пониженные заливообразные области.
Юрская система
Нижний отдел
Нижнеюрские отложения на
рассматриваемой территории отсутствуют.
Средний отдел
Отложения средней юры выделяются в тюменскую
свиту (J2 аален-байос-бат-ранний келловей). Свита,
представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями
углей. Аргиллиты серые до темно-серых, алевритистые, слюдистые, углистые.
Алевролиты серые, часто карбонатизированные.
На Усть-Тегусском месторождении
тюменская свита, представлена в объеме верхов средней (пласт Ю5) и
верхней (пласты Ю4-Ю2) подсвит. К пластам Ю4,
Ю3, Ю2 приурочены залежи нефти.
Коллектора пласта Ю4
представлены песчаниками от светло - до темно-серого, (нефтесодержащие разности
- коричневато-серые), средне-мелкозернистыми, сцементированными глинистым, реже
карбонатным цементом. Отмечается косоволнистая слоистость, обусловленная
многочисленными тонкими прослойками углистого детрита. Текстура слоистая. По
составу породообразующих обломков песчаники неоднородны.
Пласт Ю3 отличает
литологическая неоднородность, по керну пласт представлен переслаиванием
аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты темно-серые, до черных,
плотные, слоистые. Алевролиты серые, средней крепости, с включениями
растительных остатков. Коллекторы, слагающие пласт, представлены песчаниками среднезернистыми,
кварц-полевошпатовыми, средней крепости, сцементированными глинистым цементом.
Отмечена горизонтальная или пологопадающая слоистость.
Пласт Ю2 представлен
песчаниками. Песчаники серые, мелкозернистые, реже среднезернистые.
Отсортированность обломочного материала в целом хорошая, зерна окатанные и
полуокатанные. В кровле пласта встречаются конгломераты, включения белемнитов и
рассеянного раковинного детрита.
Отложения тюменской свиты в большей
степени развиты в погруженных участках, с угловым несогласием и размывом
перекрывают отложения доюрского основания.
Толщина тюменской свиты от 40 до 200
м на востоке Усть-Тегусского месторождения (скв. 104б).
К кровле тюменской свиты приурочен
опорный отражающий горизонт Т.
Верхний отдел
Отложения верхней юры с
трансгрессивным несогласием перекрывают осадки тюменской свиты и представлены
породами васюганской, георгиевской и баженовской свит. Верхнеюрские отложения
формировались в условиях прибрежно-морского осадконакопления.
Васюганская свита (J2 келловей - J3 оксфорд) подразделяется
на две подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, отложения которой
формировались в условиях максимума келловейской трансгрессии моря, сложена
аргиллитами темно-серыми до черных, тонкоотмученными, с большим содержанием
органики, участками с прослойками песчаного материала и вкраплениями пирита.
Верхняя подсвита, сложена песчаниками, аргиллитами темно-серыми до черных, с
прослоями и линзами серых алевролитов. В составе подсвиты выделяется
продуктивный пласт Ю1, Пласт сложен разнозернистыми песчаниками,
гравелитами, с прослоями аргиллитов. Песчаники от светло - до темно-серых,
среднезернистые, к подошве пласта переходят в крупнозернистые, массивные,
кварц-полевошпатового, реже полевошпат-кварцевого и полимиктового состава.
Встречаются включения окатанной гальки и большое количество остатков раковин,
выполненных кальцитом. На Усть-Тегусском месторождении пласт Ю1
водоносный.
На месторождении васюганская свита,
представлена в полном объеме,
Толщина васюганской свиты 32-67 м.
Георгиевская свита (J3 кимеридж) залегает на отложениях васюганской свиты
и перекрывается баженовской свитой. Сложена, свита аргиллитами темно-серыми,
почти черными. Породы георгиевской свиты содержат стяжения глауконита и фауну.
Толщина ее от 0 до 5 м.
Баженовская свита (J3 титон (волжский) - К1 ранний берриас)
залегает в кровельной части верхнеюрского комплекса, перекрывает отложения
георгиевской свиты. Отложения свиты, представлены битуминозными, темно-серыми
до черных аргиллитами, часто с буроватым оттенком, ближе к основанию глинами
слабобитуминозными, кремнистыми и известковистыми. Толщина свиты достигает 20
м.
К кровле баженовской свиты приурочен
опорный отражающий горизонт Б.
Выше литолого-стратиграфический
разрез представлен отложениями меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной
системами, которые в районе месторождения не продуктивны.
1.3 Тектоническое
строение
В геологическом строении
Западно-Сибирской плиты выделяют три структурно-тектонических этажа.
Нижний этаж или фундамент
сформировался в палеозойское время, и соответствует геосинклинальному развитию
современной платформы. Отложения фундамента представлены эффузивными, сильно
дислоцированными породами.
Средний - объединяет
эффузивно-осадочную толщу, сформировавшуюся в условиях парагеосинклинали,
существовавшей в пермо-триасовом периоде.
Верхний - мезозойско-кайнозойский
платформенный чехол, сложенный осадочными песчано-глинистыми отложениями.
В пределах Демьянского
нефтегазоносного района в разрезе Западно-Сибирской плиты выделяются только два
структурных этажа: палеозойский фундамент, и залегающий субгоризонтально на
неровной поверхности фундамента платформенный чехол.
Согласно «Тектонической карты
центральной части Западно-Сибирской плиты» Усть-Тегусское месторождение
располагается в пределах структуры первого порядка - Демьянского мегавала
линейно вытянутого с северо-запада на юго-восток, который в свою очередь с
севера примыкает к Юганской мегавпадине. С западной стороны мегавал отделяется
от Пологрудовского мегавала узким вытянутым с северо-запада на юго-восток
Васисским мегапрогибом. От Каймысовского свода с северо-восточной стороны
мегавал отделяет структура второго порядка: Кельтаминская ложбина. От
Каймысовского свода мегавал отделяет Верхнедемьянская мегаседловина. Размеры
Демьянского мегавала составляют 270×80 км.
В северной части мегавала к
настоящему времени выявлен ряд месторождений нефти, приуроченных к структурам
третьего порядка: Тайлаковское, Гавриковское, Урненское, Усть-Тегусское.
На месте расположения
Усть-Тегусского месторождения по кровле фундамента единая структура,
контролирующая залежи в отложениях тюменской свиты, не выделяется и структурный
план по кровле фундамента представлен отдельными небольшими локальными
поднятиями, наиболее крупным из которых является Усть-Тегусское поднятие в
районе скв. 110, 112,
Поднятие замыкается изогипсой на
уровне - 2480 м, имеет размеры 12×4 км и амплитуду 60 м. К северу от него выделено небольшое
структурное осложнение (Перестроечная I и II) в районе скважины 100,
оконтуренное изогипсой - 2490 м. Размеры его 2,0×1,5 км, амплитуда менее 40 м.
К северо-западу от указанных
структур прогибом с глубиной -2480-2490 м отделяется небольшая структура
Усть-Тегусская I в районе скважины 34, которая, в свою очередь, через
седлообразный прогиб глубиной 2500 м на западе раскрывается в сторону
Северо-Усановских I и II структурных осложнений, развитых на северном склоне
Усановского поднятия (район скв. 33, 35).
Также, как и по кровле фундамента,
Усть-Тегусская структура по отражающему горизонту Т (Граф.) представлена
отдельными структурными осложнениями, а по общей объединяющей изогипсе -2400 м
имеет форму структурного носа, вытянутого с северо-запада на юго-восток. В
контуре изогипсы - 2400 м выделяется четыре локальных структурных осложнения
размерами от 2,0×1,5 км до 10,0×2,5 км и амплитудой до 15-20 м. По изогипсе - 2400 м Усть-Тегусская
структура на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений,
развитых на северном склоне Усановского поднятия.
В пределах замыкающей изогипсы -
2390 м размеры Усть-Тегусской структуры составляют 18×6 км, амплитуда - 30 м.
Высота залежей, приуроченных к пластам Ю2, Ю3 и Ю4
превышают высоту структуры и они контролируются не только структурным, но и
литологическим фактором (зоной отсутствия коллекторов на западе). К
северо-востоку от основной структуры по сейсмическим данным выявлено две
небольших структуры, в пределах одной из которых (в районе скв. 100) доказана
промышленная нефтеносность песчаников тюменской свиты. Размеры структур 2,0×1,5 км и 3,0×1,5 км, амплитуда около
20 м.
Отражающий горизонт Б на
Усть-Тегусской структуре в целом повторяет структурную поверхность горизонта Т:
центральная часть месторождения в структурном отношении представляет из себя
сравнительно узкий структурный нос, простирающийся с северо-запада на
юго-восток. Структурный нос с трех сторон оконтуривается изогипсой - 2350 м,
которая на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений,
расположенных на северо-восточном склоне Усановской структуры. Внутри изолинии
- 2350 м по сейсмическим данным выделяется несколько замкнутых малоамплитудных
поднятий, наиболее крупное из которых расположено в юго-восточной части
структурного носа, оконтуривается изогипсой - 2330 м и в ее пределах имеет
размеры 8,0×2,5 км и амплитуду около 20 м. Другие осложняющие структуры имеют
меньшие размеры и амплитуду.
Унаследованность структурных планов
наблюдается и по более молодым отложениям.
Восточная часть месторождения
осложнена многочисленными сериями разломов. Большинство разломов являются затухающими
от отложений кристаллического фундамента до верхне-юрских отложений. Разломы
имеют субмеридианальное и субширотное простирание, протяженность различных
разломов изменяется от 2 до 11 км, с амплитудой смещения на разных пластах от 3
до 30 м.
1.4 Характеристика
нефтегазоносности месторождения
По пласту Ю2
выделено три залежи с разными уровнями ВНК (Табл. 2.13): Основная, залежь в
районе скважины 104 и залежь в районе скважины 48 (Рис. 2.11). Основная залежь
в юго-западной части месторождения ограничена разломом, являющимся
гидродинамическим экраном, а так же отделена от залежи в районе скважины 104
тектоническим нарушением.
Основная залежь
вскрыта 20 разведочными и 84 эксплуатационными скважинами. ВНК Основной залежи
принят на а.о. -2400,0 м по разведочной скважине 43, по результатам
интерпретации материалов ГИС и результатам испытания.
Залежь испытана в 26
разведочных и 56 эксплуатационных скважинах. Получены притоки нефти 0,8 (скв.
47) - 573,3 (скв. 2470_G)
м3/сут (Прил. 5, 6). Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от
1,0 до 15,9 м.
Залежь условно может
быть поделена на две части: собственно Усть-Тегусскую в пределах одноименного
лицензионного участка на восточном куполе, вовлечённую в разработку, и
слабоизученную западную часть в пределах Усть-Тегусского и Урненского ЛУ.
Размеры разрабатываемой части залежи 18×6 км,
западной части - 16×10 км.
Залежь пластово-сводовая
литологически и тектонически экранированная, высота залежи достигает 60 м,
общие размеры: длинна 18 км, ширина 16 км.
Залежь в районе скважины
104 вскрыта одной скважиной. Залежь пластово-сводовая тектонически
экранированная, высота залежи составляет 40 м, размеры залежи составляют: длина
2,5 ширина 1,0 км. ВНК
принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о.
- 2410,2 м. В результате испытания пласта Ю2
в данной скважине в интервале глубин 2641,0 - 2647,0 м (а.о. -2403,5-2409,5 м)
получен приток нефти с небольшим количеством воды, дебит нефти составил 3,8 м3/сут, воды 0,6 м3/сут. при депрессии 1,7 МПа. Вскрытые эффективные толщины в
скважине 104 составляют 7,4 м, нефтенасыщенные толщины - 5,9
м
Залежь в районе скважины
48 расположена на Урненском лицензионном участке, в 11
км на северо-запад от контура нефтеносности Основной залежи пласта
Ю2 (Рис. 2.8). В скважине 48 при испытании пласта Ю2 в двух
интервалах: -2474,5-2476,5 м и -2479,0-2481,0
м (а.о. -2361,0-2363,0 м
и а.о. -2366,0-2367,5 м) был получен безводный приток нефти дебитом 1,12
м3/сут при депрессии 10,1 МПа.
ВНК в залежи принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в
скважине 48 на а.о. -2367,0 м.
Залежь пластово-сводовая
стратиграфически и литологически экранированная, ВНК принят на а.о. -2367,0 м, размер залежи 6×3 км.
Пласт Ю3
разделен на шесть залежей (Рис. 2.12). В Западной части выявлена одна залежи: в
районе скважин 103 и 53. В Восточной части выделяются 5 блоков, разделенных
тектоническими нарушениями (Табл. 2.14). Западная часть вскрыта лишь восемью
разведочными скважинами. Восточная часть вовлечена в разработку, вскрыта 11
разведочными и 72 эксплуатационными скважинами.
В залежи Западной
части ВНК принят на а.о. - 2413,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного
пропластка в скважине 6ut и по результатам испытания. При испытании были
получены дебиты нефти от 1,12 м3/сут (скв. 6ut)
до 18,92 м3/сут (скв. 53). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6
м (скв. 34) до 7,3 м (скв. 53).
Залежь пластово-сводовая
литологически стратиграфически экранированная.
Восточная часть пласта
тектоническими нарушениями разделена на 5 блоков: блок в районе скважины
2108, блок в районе скважины 2134, блок в районе скважины 105, блок в районе
скважины 110 и блок в районе скважины 104,
Блок района скважины
2108 вскрыт одной эксплуатационной скважиной, с востока ограничен
разломом. Для данного блока характерна небольшая площадь нефтеносности. ВНК в
блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108_PL на а.о. -2408,5 м. Скважина не испытана, по данным интерпретации
данных ГИС пласт Ю3 в данной скважине характеризуется как
нефтенасыщенный.
Блок района скважины
2134 в контуре нефтеносности вскрыт 12 эксплуатационными скважинами, в
водоносной части двумя разведочными скважинами 102, 116, скважина 2109 вскрыла
зону литологического замещения пласта. С севера, с запада и с юга блок
ограничен разломами. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного
пропластка в скважине 2134 на а.о. -2429,4 м. При испытании скважин были получены
притоки нефти от 2,3 м3/сут (скв. 2134 совм. с Ю4) до
123,4 м3/сут (скв. 2231). Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,7 м
(скв. 2165_PL) до 6,4 м (ск. 2231).
Залежь пластово-сводовая
тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0×4,4
км.
Блок района скважин 105 вскрыт 4 разведочными и 33 эксплуатационными скважинами. В
пределах блока выявлено три зоны литологического замещения пласта, которые
подтвердили скважины 2288, 2318, 2319, 2292, 2293, 2323, 2382, 2411, ВНК в
блоке района скважины 105 принят на а.о. -2415,0 м по подошве последнего
нефтенасыщенного пропластка в скважине 105, В результате испытаний скважин были
получены притоки нефти от 2,77 м3/сут (скв. 105) до 116,6 м3/сут
(скв. 2352). Нефтенасыщенные толщины варьируются от 0,7 м (скв. 2257) до 9,6 м
(скв. 105).
Залежь пластово-сводовая
тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,5×3,9 км.
Блок района скважины 110 в контуре нефтеносности вскрыт двумя разведочными и 20
эксплуатационной скважиной, водонасыщенную часть пласта вскрыли 8
эксплуатационных скважин. Скважины 2564 вскрыла зоны фациального замещения
пласта. Разведочные скважины вскрыли чисто нефтеносную часть пласта,
расположенную в купольной части залежи. ВНК в блоке принят по скважине 2443b по кровле водонасыщенного
пропластка на а.о. -2405 м, а также по подошве последнего нефтенасыщенного
пропластка в скважине 2562 на а.о. -2405,0 м. При испытании пласта Ю3
были получены притоки нефти дебитом от 2,9 м3/сут (скв. 110) до 20,4
м3/сут (скв. 113). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,2 м (скв.
2691_PL) до 11,5 м (скв. 2441).
Залежь пластово-сводовая
тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 5,0 км и 1,2-3,3
км.
Блок района скважины 104 вскрыт одной скважиной. ВНК в блоке принят по подошве последнего
нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. -2419,0 м. При испытании был
получен приток нефти и воды дебитами 1,5 м3/сут и 4,26 м3/сут
соответственно.
Залежь пластово-сводовая
тектонически экранированная. Размеры залежи 2,4×0,6
км.
По пласту Ю4
выявлено 7 залежей с различными уровнями ВНК (Табл. 2.15), разделённых
тектоническими нарушениями и прогибами, закартированными по сейсмическим данным
и данным бурения скважин.
Так же как и вышележащие
пласты, пласт Ю4 можно разделить на западную и восточную части.
Западная часть изучена только разведочным бурением, а восточная часть,
вовлеченная в разработку, вскрыта 11 разведочными скважинами и 88
эксплуатационными. Из них четыре разведочные 102, 116, 104, 104 бис и 24
эксплуатационные скважины вскрыли только водонасыщенную часть пласта, остальные
скважины расположены в контуре нефтеносности.
Западная залежь
изучена 11 поисково-разведочными скважинами, из которых скважина 47 вскрыла
зону фациального замещения пласта, а скважина 16 вскрыла зону отсутствия пласта
(зона выступа фундамента). В пределах западной части выделяется два блока с
различными уровнями ВНК: р-н скв. 103 и р-н скв. 117, Расстояние между
разведочными скважинами изменяется в пределах 2,0-4,2 км, изученность бурением
в районах примыкающих к линии выклинивания пласта низкая, западнее 43 и 16
скважин на протяжении 9 км не пробурено ни одной скважины, данная часть залежи
требует доразведки.
Блок в р-не скв. 103
вскрыт одной скважиной на а.о. -2414,3 м, эффективная толщина вскрытая в
скважине 103 составляет 24,2 м, ВНК в блоке вскрыт на а.о. -2443 м. Блок
представлен горстом ограниченным двумя разломами, являющимися
гидродинамическими экранами. При испытании был получен приток безводной нефти
дебитом 13 м3/сут на 6 мм штуцере. Вскрытая эффективная толщина
составляет 24,2 м, нефтенасыщенная 20,4 м.
Блок в р-не скв. 117 с
востока примыкает к блоку в р-не скв. 103. Разделением между блоками является
тектоническое нарушение, а в районе скв. 117 вскрытая эффективная толщина в
блоке изменяется от 4,6 м. В скважине 107, до 23,4 м в скважине 117, вскрытая
нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,7 м в скважине 43, до 20,7 м в скважине
6ut. Полученные при испытании пласта Ю4 в скважинах притоки нефти
составляют от 0,1 м3/сут (скв. 43) до 82,0 м3/сут (скв.
6ut). Залежь пластово-сводовая тектонически стратиграфически экранированная,
высота залежи составляет 56 м, размеры: длина 17 км, ширина 3,5×10,0
км.
Восточная часть залежи
пласта Ю4 разделена на 5 залежей: залежь в районе скв. 2108, залежь
в районе скв. 2197, залежь в районе скважины 100, залежь в районе скв. 110, 112
и залежь в районе скв. 115,
Залежь района скважины
2108 вскрыта одной скважиной на а.о. -2424,2 м. Блок ограничен с
запада тектоническим нарушением. ВНК принят по подошве последнего
нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108, выделенного по результатам
интерпретации проведённых ГИС и принят на а.о. -2435 м. Вскрытая эффективная
толщина в блоке составляет 18 м, нефтенасыщенная 10,3 м. Залежь не испытана.
Залежь массивная тектонически экранированная, высота 15 м, размеры 1,0×0,5
км.
В контуре
нефтеносносности залежи в районе скважины 2197 расположены 2
эксплуатационные скважины 2197 и 2198, вскрытые эффективные толщины составляют
9,2 м и 28,8 м соответственно. Удлинение в скважинах на пласт Ю4
составляет 60 и 52 м соответственно, скважины считаются субвертикальными.
Залежь отделена от залежи района скважины 110, 112 тектоническими нарушениями
(Рис. 2.13). ВНК в блоке принят на а.о. -2429,4 м по кровле водоносного
коллектора в скважине 2197, При испытании полученные притоки нефти составляют
от 1,1 м3/сут (скв. 2197) до 5,6 м3/сут (скв. 2198).
Вскрытые нефтенасыщенные толщины составляют 1,5 м (скв. 2198) и 12,0 м (скв.
2197).
Залежь массивная
водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи 13 м, размеры залежи
1,2×1,2 км.
Залежь района скважины
100 вскрыта тремя скважинами. Кроме разведочной скважины 100 в
контуре нефтеносности данной залежи находятся две эксплуатационные скважины
2170 и 2201, Залежь ограничена с южной стороны тектоническим нарушением. ВНК в
блоке подсечен всеми скважинами и принят на а.о. -2443,0 м. Залежь испытана в
скважине 100, при испытании которой на КИИ совместно всех пластов Ю2,
Ю3, Ю4 был получен безводный приток нефти дебитом 120,96
м3/сут. В эксплуатационных скважинах испытания не проводились.
Вскрытые эффективные толщины варьируют от 18,0 м (скв. 2201) до 20,6 м (скв.
2170), нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,5 м (скв. 2201) до 7,5 м (скв.
2170).
Залежь массивная водоплавающая
тектонически экранированная, высота залежи около 10 м, размеры залежи 2,2×0,7
км.
Залежь в районе скважины
110, 112 является основной в восточной части пласта Ю4
Усть-Тегусского месторождения. Залежь вскрыта 7 поисково-разведочными и 69
эксплуатационными скважинами на а.о. - 2393,9 м (скв. 110) - 2449,4 м (скв.
2293). Большая часть залежи расположена в водонефтяной зоне. Эффективная
толщина изменяется от 4,9 м (скв. 2470_PL)
до 40,1 м (скв. 2623_PL).
Вскрытая максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 34,6 м в скважине
2564, С севера, запада и юга залежь ограничена тектоническими нарушениями. ВНК
в блоке принят на а.о. -2436 м по подошве последнего нефтенасыщенного
пропластка в разведочной скважине 112,
В центральной части
залежь осложняется разломом, который прослежен по сейсмическим данным и
является на вышележащем пласте Ю3 гидродинамическим экраном. В
описываемой части пласт Ю3 маломощный (около 1 м), смещение разлома
перекрывает продуктивные пропластки. По пласту Ю4 эффективные
толщины в районе разлома развиваются до 6 м, в результате чего смещение разлома
полностью не перекрывает продуктивную часть пласта и разлом не является
гидродинамическим экраном. Данные вскрытия контакта в скважинах данного блока
показывают, что ВНК определяется на одном уровне.
По результатам испытания
пласта Ю4 получены притоки нефти от 0,21 м3/сут (скв.
114) до 201,1 м3/сут (скв. 2258).
Залежь пластово-сводовая
тектонически экранированная, высота залежи около 46 м, размеры залежи: длина 10
км, ширина 1÷4 км.
Залежь в районе скважины
115 вскрыта 2 скважинами на а.о. -2414,8 м (скв. 115) - 2428,0 м
(скв. 2290). Залежь отделена от других залежей разломами с запада и севера.
Эффективные нефтенасыщенные толщины от 16,7 м (скв. 2290) до 21,3 м (скв. 115,
ВНК в блоке принят на а.о. -2446,0 м, по результатам интерпретации ГИС. При
испытании были получены притоки нефти от 28,0 м3/сут (скв. 115) до
81,4 м3/сут (скв. 2290). Залежь характеризуется небольшой площадью
распространения.
Залежь пластово-сводовая
тектонически экранированная, высота залежи около 36 м, размеры залежи 2,0×0,7
км.
1.5 Свойства и состав
пластовых флюидов
Свойства пластовых флюидов
Подсчетные параметры по пластам Ю2,
Ю3 и Ю4 приняты по результатам анализов глубинных проб и
составляют:
Пласт Ю2 является для Усть-Тегусского месторождения основным по запасам и
характеризуется наибольшим объемом данных по свойствам УВ. Для его изучения
было отобрано 38 поверхностных проб из 17 скважин и 40 глубинных проб из 13
скважин (прил. 9, 10).
·
газовый фактор -27,1 м3/т;
·
плотность разгазированной нефти -
880 кг/м3;
·
пересчетный коэффициент - 0,931
Плотность нефти по поверхностным
пробам в среднем составляет 0,882 г./см3, По составу нефть -
сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих
до 200 °С составляет в среднем 14,6%; до 300
°С - в среднем 34,6%. Температура
начала кипения - 68,4 оС.
Растворенный в нефти газ жирный,
содержит 82,07% метана, 3,06% азота и 0,48% двуокиси углерода, остальное -
гомологи метана (Прил. 11, 12).
По пласту Ю3
отобрано 9 поверхностных проб из 7 скважин и 5 глубинных проб нефти из двух
скважин. Для пласта, чьи запасы нефти составляют всего 6% от суммарных запасов
месторождение, такое количество исследований является достаточным.
·
газовый фактор -25,5 м3/т;
·
плотность разгазированной нефти -
875 кг/м3;
·
пересчетный коэффициент - 0,941
Плотность нефти по поверхностным
пробам в среднем составляет 0,8918 г./см3, по составу нефть
сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих
до 200 °С составляет в среднем 12,3%; до 300
°С - в среднем 30,7%. Температура
начала кипения - 63,1 оС.
Растворенный в нефти газ жирный,
содержит 82,67% метана, 2,24% азота и 0,56% двуокиси углерода, остальное -
гомологи метана.
Пласт Ю4, Свойства нефти изучены по 29 поверхностным пробам из 15 скважин и
24 глубинным пробам из 7 скважин.
·
газовый фактор -29,25 м3/т;
·
плотность разгазированной нефти -
884 кг/м3;
·
пересчетный коэффициент - 0,924
Плотность нефти по поверхностным
пробам в среднем составляет 0,8898 г./см3, по составу нефть -
сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих
до 200°С составляет в среднем 14,0%; до 300
°С - в среднем 32,1%. Температура
начала кипения - 69,4 оС.
Растворенный в нефти газ жирный,
содержит 83,23% метана, 2,29% азота и 0,52% двуокиси углерода, остальное -
гомологи метана.
Свойства пластовой нефти пластов Ю2,
Ю3, Ю4 Усть-Тегусского месторождения
|
Наименование параметра
|
Кол-во исследованных
|
Численные значения
|
|
скважин
|
проб
|
диапазон значений
|
принятые значения
|
|
|
|
от
|
до
|
|
|
Пласт Ю2
|
|
Пластовое давление, МПа
|
8
|
16
|
24,2
|
25,7
|
24,75
|
|
Пластовая температура,°С
|
7
|
14
|
78,0
|
86,0
|
84,0
|
|
Давление насыщения, МПа
|
8
|
16
|
5,90
|
8,33
|
6,96
|
|
Газосодержание (стандарт.) м3 /т
|
8
|
16
|
22,9
|
34,9
|
29,83
|
|
Газовый фактор (ступ.) м3/сут
|
8
|
16
|
21,0
|
31,52
|
27,1
|
|
Плотность в условиях пласта, т/м3
|
8
|
16
|
0,827
|
0,855
|
0,842
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с
|
8
|
16
|
3,3
|
5,9
|
4,71
|
|
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4
|
7
|
14
|
7,39
|
10,60
|
9,32
|
|
Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:
|
|
|
|
|
|
|
- при стандартном разгазировании
|
7
|
14
|
0,934
|
1,070
|
0,992
|
|
- при ступенчатом разгазировании
|
4
|
8
|
0,820
|
0,861
|
0,842
|
|
Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:
|
|
|
|
|
|
|
- при стандартном разгазировании
|
7
|
15
|
0,878
|
0,894
|
0,883
|
|
- при ступенчатом разгазировании
|
7
|
17
|
0,878
|
0,892
|
0,880
|
|
Пласт Ю3
|
|
Пластовое давление, МПа
|
2
|
5
|
24,0
|
24,9
|
24,4
|
|
Пластовая температура,°С
|
2
|
5
|
84,0
|
85,0
|
84,5
|
|
Давление насыщения, МПа
|
2
|
5
|
4,43
|
6,97
|
6,48
|
|
Газосодержание (стандарт.) м3 /т
|
2
|
5
|
16,53
|
30,68
|
28,16
|
|
Газовый фактор (ступ.) м3/сут
|
2
|
5
|
15,38
|
27,79
|
25,5
|
|
Плотность в условиях пласта, т/м3
|
2
|
5
|
0,846
|
0,872
|
0,851
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с
|
2
|
5
|
4,9
|
7,0
|
5,46
|
|
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4
|
2
|
5
|
9,0
|
10,26
|
9,94
|
|
Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:
|
|
|
|
|
|
|
- при стандартном разгазировании
|
2
|
5
|
0,950
|
1,040
|
1,012
|
|
- при ступенчатом разгазировании
|
|
|
|
|
|
|
Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:
|
|
|
|
|
|
|
- при стандартном разгазировании
|
2
|
5
|
0,885
|
0,895
|
0,887
|
|
- при ступенчатом разгазировании
|
2
|
5
|
0,882
|
0,885
|
0,875
|
|
Пласт Ю4
|
|
Пластовое давление, МПа
|
3
|
6
|
24,3
|
25,3
|
24,97
|
|
Пластовая температура,°С
|
3
|
6
|
82,0
|
86,0
|
84,0
|
|
Давление насыщения, МПа
|
3
|
6
|
6,8
|
7,8
|
7,41
|
|
Газосодержание (стандарт.) м3 /т
|
3
|
6
|
28,23
|
38,46
|
32,53
|
|
Газовый фактор (ступ.) м3/сут
|
3
|
6
|
25,87
|
34,71
|
29,25
|
|
Плотность в условиях пласта, т/м3
|
3
|
6
|
0,835
|
0,852
|
0,847
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с
|
3
|
6
|
3,1
|
5,9
|
4,83
|
|
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4
|
3
|
6
|
9,6
|
13,8
|
11,03
|
|
Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:
|
|
|
|
|
|
|
- при стандартном разгазировании
|
3
|
6
|
0,970
|
1,061
|
0,994
|
|
- при ступенчатом разгазировании
|
2
|
4
|
0,837
|
0,907
|
0,856
|
|
Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:
|
|
|
|
|
|
|
- при стандартном разгазировании
|
3
|
0,880
|
0,892
|
0,887
|
|
- при ступенчатом разгазировании
|
3
|
6
|
0,877
|
0,889
|
0,884
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компонентный состав газа,
полученного при ступенчатой сепарации пластовой нефти
|
Наименование параметра
|
Численные значения
|
|
Пласт Ю2
|
Пласт Ю3
|
Пласт Ю4
|
|
Молярная концентрация компонентов, %
|
|
|
|
|
- сероводород
|
Отсут.
|
Отсут.
|
Отсут.
|
|
- двуокись углерода
|
0,48
|
0,56
|
0,52
|
|
- азот+редкие
|
3,06
|
2,24
|
2,29
|
|
- метан
|
82,07
|
82,67
|
83,23
|
|
- этан
|
5,97
|
5,58
|
5,78
|
|
- пропан
|
4,88
|
4,78
|
4,37
|
|
- изобутан
|
1,39
|
1,59
|
1,54
|
|
- н-бутан
|
1,05
|
1,08
|
0,91
|
|
- пентаны+высш.
|
1,33
|
1,54
|
1,47
|
|
Молярная масса, г/моль
|
20,55
|
20,70
|
20,40
|
|
Плотность:
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3
|
0,855
|
0,860
|
0,848
|
|
- газа относительная (по воздуху), доли ед.
|
0,710
|
0,714
|
0,704
|
|
- сепарированной нефти (ступ.), т/м3
|
0,880
|
0,875
|
0,884
|
Химический состав
пластовых вод
Пластовые воды продуктивных пластов
Ю2, Ю3, Ю4 приурочены к первому водоносному
комплексу.
Воды, заключенные в породах пласта Ю4,
гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в северо-восточной части
месторождения (скв. 114 и 116), встречаются и хлоркальциевого типа в
центральной части месторождения (скв. 117 и 43). Минерализация вод 20,5-27,7
г/л. Преобладающими компонентами подземных вод пласта Ю4 I гидрогеологического комплекса
являются хлор от 11000 (скв. 116) до 16200 мг/л (скв. 43) и натрий+калий от
7500 (скв. 114) до 9160 мг/л (скв. 43).
Ионы щелочно-земельных металлов
имеют подчиненное значение: кальций-ион находится в пределах 190 (скв. 114) -
1290 мг/л (скв. 43), магний-ион - 73 (скв. 116) - 130 мг/л (скв. 43). Для вод
характерно наличие НСО3 в количестве 960 (скв. 43) - 1900 (скв. 114)
мг/л рH изменяется от 6,85 (скв. 114) до 8,00 (скв. 117). Жесткость воды
изменяется от 16,7 (скв. 116) до 35,3 (скв. 117). Воды очень жесткие. Плотность
пластовой воды изменяется от 1,011 г./см3 до 1,021 г./см3.
Воды, заключенные в породах пласта Ю3,
представлены двумя пробами, отобранными из скважин 114 и 54, Эти воды относятся
к водам гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в восточной части
месторождения (скв. 114) и к водам хлоркальциевого типа в западной части
месторождения (скв. 54). Минерализация вод увеличивается от 22,6 до 29,5 г/л с
запада на восток. Содержание ионов хлора изменяется от 12220 (скв. 114) до
17410 мг/л (скв. 54) и натрия+калия от 8200 (скв. 114) до 9300 мг/л (скв. 54).
Кальций-ион находится в пределах 230
(скв. 114) - 1650 мг/л (скв. 54), магний-ион - 90 (скв. 114) - 200 мг/л (скв.
54). Для вод характерно наличие НСО3 в количестве 930 (скв. 54) -
1810 (скв. 114) мг/л. рH изменяется от 6,79 (скв. 54) до 7,15 (скв 114). Жесткость воды
изменяется от 18,5 (скв. 114) до 101,5 (скв. 54). Воды очень жесткие. Плотность
пластовой воды изменяется от 1,013 до 1,020 г./см3,
Нижняя часть комплекса (пласт Ю2)
охарактеризована пробами более полно (12 проб). Преобладающий тип вод по Сулину
В.А. - хлоркальциевый, но встречается и гидрокарбонатно-натриевый в восточной
части месторождения (скв. 114). Значения минерализации изменяются от 11,5 до
28,9 г/л. Катионный состав вод представлен натрием и калием в количестве
3750-9220 мг/л, кальцием - 230-1630 мг/л, магнием - от 80 до 160 мг/л.
Анионный состав характеризуется
содержаниями хлора в количестве - 6830-17250 мг/л, гидрокарбоната - 100-1950
мг/л. В некоторых пробах зафиксированы сульфат-ионы в незначительных
количествах (до 1%-экв).
Таким образом, хорошей изученностью
исследованиями проб нефти характеризуются основные пласты Ю2 и Ю4,
Полученных исследований достаточно для определения подсчетных параметров
пластов, описывающих свойства нефти. По составу: нефти пластов являются
сернистыми, смолистыми, парафиновыми. Растворенный в нефти газ - жирный.
Пластовые воды по классификации Сулина В.А. относятся к
гидрокарбонатно-натриевому и хлоркальциевому типу.
1.6 Запасы углеводородов
Первый подсчет запасов был
произведен по результатам 14 поисково-разведочных скважин и утвержден в ГКЗ РФ
(Протокол 103-пд (ДСП) от 10.07.2007 г.). Запасы составили:
по категории С1 - 107762
тыс. т геологических и 34375 тыс. т извлекаемых
по категории С2 - 115511
тыс. т геологических и 36961 тыс. т извлекаемых
Последний подсчет
запасов нефти и растворенного газа по Усть-Тегусскому месторождению произведен
по состоянию на 01.01.2011 г. и утвержден в 2011 г. (Протокол №2513-дсп ГКЗ от
22.06.2011 г.). Утвержденные запасы по категориям С1+С2
составили 193831 тыс. т геологических и 66361 тыс. т извлекаемых, из них по С1
- 119620 тыс. т геологические/40859 тыс. т извлекаемые, по категории С2
- 74211 тыс. т геологические/25502 тыс. т извлекаемые (Рис. 2.42). Накопленная
добыча нефти - 2636 тыс. т
В качестве геологической
основы для проектирования использованы запасы, утвержденные в ГКЗ РФ в 2011 г.
Распределение запасов по
категориям
Большая часть запасов (более 50%) от
суммарных запасов месторождения приходится на долю пласта Ю2,
который является самым продуктивным и перспективным пластом Усть-Тегусского
месторождения.
Состояние запасов нефти на
01.01.2011 г.
|
Объекты, месторождение в целом
|
Начальные запасы нефти, тыс. т
|
Текущие запасы нефти, тыс. т
|
|
Утв. ГКЗ МПР РФ
|
На государственном балансе
|
|
|
Геологические
|
Извлекаемые
|
КИН
|
Геологические
|
Извлекаемые
|
КИН
|
Добыча
|
Геологические
|
Извлекаемые
|
Текущий КИН
|
|
С1
|
С2
|
С1
|
С2
|
|
С1
|
С2
|
С1
|
С2
|
|
на 01.01.2011 г
|
С1
|
С2
|
С1
|
С2
|
|
|
Пласт Ю2
|
66 759
|
44 665
|
24 702
|
16 527
|
0,37
|
66 759
|
44 665
|
24 702
|
16 527
|
0,37
|
2 296
|
64 463
|
44 665
|
22 406
|
16 527
|
0,034
|
|
Пласт Ю3
|
6 882
|
4 509
|
1 582
|
1 039
|
0,23
|
6 882
|
4 509
|
1 582
|
1 039
|
0,23
|
|
6 882
|
4 509
|
1 582
|
1 039
|
0,000
|
|
Пласт Ю4
|
45 979
|
25 037
|
14 575
|
7 936
|
0,317
|
45 979
|
25 037
|
14 575
|
7 936
|
0,317
|
340
|
45 639
|
25 037
|
14 235
|
7 936
|
0,007
|
|
Усть-Тегусское месторождение в целом
|
119 620
|
74 211
|
40 859
|
25 502
|
0,34
|
119 620
|
74 211
|
40 859
|
25 502
|
0,34
|
2 636
|
116 984
|
74 211
|
38 223
|
25 502
|
0,022
|
Пласт
|
Категория запасов
|
Запасы нефти, тыс. т.
|
КИН доли ед.
|
|
|
балансовые
|
извлекаемые
|
|
|
АС10
|
В
|
49370
|
12986
|
0,263
|
|
С1
|
4937
|
1299
|
0,263
|
|
ВС1
|
54307
|
14285
|
0,263
|
|
АС11
|
В
|
15044
|
5994
|
0,398
|
|
С1
|
1204
|
599
|
0,398
|
|
ВС1
|
16548
|
6593
|
0,398
|
|
АС12
|
В
|
35075
|
9321
|
0,266
|
|
С1
|
3508
|
932
|
0,266
|
|
ВС1
|
38583
|
10253
|
0,266
|
|
Всего
|
В
|
99489
|
28301
|
0,284
|
|
С1
|
9949
|
2830
|
0,284
|
|
ВС1
|
109438
|
31131
|
0,284
|
2. Мероприятия по
предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
.1 Коррозия
Показателями, определяющими
коррозионную агрессивность воды, являются:
тип, рН и минерализация;
содержание кислорода (О2),
сероводорода (Н2S), двуокиси углерода (СО2);
содержание ионов железа (Fе2+,
Fе3+);
содержание механических примесей и
нефтепродуктов.
Степень влияния этих факторов
зависит от температуры, давления, скорости движения потока, природы и
обводненности продукции.
Наибольший вклад в процесс
электрохимической коррозии вносят растворенные коррозионно-агрессивные газы -
кислород, углекислый газ, сероводород, являющиеся сильными деполяризующими
агентами.
Основные методы борьбы с
коррозией нефтепромыслового оборудования, которые сегодня применяют
отечественные и зарубежные компании, можно разделить на три группы: химические,
физические и технологические (Рис. 10.12). Некоторые сведения о технологиях
коррозионной защиты и их разработчиках приводятся в таблице.
Химические методы
основаны на использовании химреагентов, в основном ингибиторов коррозии (ИК).
Физические методы
подразумевают применение коррозионно-стойких материалов, защитных покрытий и
протекторной защиты.
Технологические методы
защиты от коррозии подразумевают корректировку коррозийных факторов в скважине.
Конкретный метод борьбы
с коррозией должен быть определен в процессе эксплуатации месторождения на
основании технико-экономических исследований. При этом необходимо, в частности,
определить вид коррозии - окислительная, кислотная, сероводородная и т.д.
На трубопроводах системы
нефтесбора и ППД рекомендуется комбинировать следующие методы защиты:
технологические, химические, капитальный ремонт с заменой на трубы в
коррозионностойком исполнении. Технологические методы в этом ряду являются
наименее затратными и рекомендуются к применению в первую очередь.
Классификация методов
защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии
Технологические методы,
заключающиеся в создании антикоррозионного режима транспортирования жидкости,
должны предусматривать:
проведение комплекса мероприятий по
снижению содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, при котором
влияние абразивного износа на коррозию металла минимально;
транспортировку нефтяной эмульсии в
режиме, исключающем выпадение водной фазы;
предварительное удаление
коррозионно-агрессивных газов из транспортируемой в систему ППД воды
физическими методами, например, уменьшение содержания О2 до
необходимой концентрации может достигаться деаэрированием на установках типа
УДВ-1000 м, УДВ-3000;
исключение смешивания закачиваемых в
систему ППД вод.
Методы борьбы с коррозией
|
Разработчик
|
Технология
|
|
Химические методы
|
|
ОЗ Нефтехим
|
ИК «Нефтехим» для систем ППД. Серия ИК «Сонкор» широкого
профиля.
|
|
Миррико
|
Серия ИК «Scimol» широкого профиля.
|
|
Champion Chemicals
|
Серия ИК «Cortron» широкого профиля. Серия ИК «Scortron»
широкого профиля. ИК «Captron™ 75» и «Encaptron™ 95» для подачи в скважину.
|
|
Baker Petrolite
|
Полный набор жидких и твердых бактерицидов.
|
|
Cortec
|
Летучий ИК «VpCI-649» для систем сбора и ППД.
|
|
Инкомп-Нефть
|
Скважинный капиллярный трубопровод СКТ -2250. Комплект для
подачи химреагента в интервал перфорации КУП-60. Полимерные армированные
трубопроводы для подачи химреагентов в систему нефтесбора и ППД. Дозировочная
установка для подачи химических реагентов.
|
|
Синергия-Лидер
|
Комплекс оборудования подачи реагента (ОПР) для дозированной
подачи химического реагента в трубопроводы, нефте- и газодобывающие скважины.
|
|
Новомет-Пермь
|
Погружной контейнер-дозатор ингибитора.
|
|
Л-Реагент
|
Серия контейнеров с реагентами «Трил».
|
|
Физические методы
|
|
REDA
|
ЭЦН со ступенями из материала «Нирезист-4».
|
|
Ижнефтепласт
|
ЭЦН со ступенями из полимерных материалов.
|
|
Новомет-Пермь
|
Ступени коррозионно-стойкого исполнения, выполненные из
нержавеющей стали с пропиткой медным расплавом.
|
|
ПсковГеоКабель
|
Сталеполимерные лифтовые трубы / шлангокабели.
|
|
Татнефть
|
Стеклопластиковые НКТ. Разнообразные виды нефтепромыслового
оборудования с защитным покрытием.
|
|
ТСЗП
|
Защита от коррозии погружного оборудования, НКТ, систем
транспорта и подготовки нефти и газа с помощью высокоскоростного напыления.
ОПИ технологий нанесения наноструктурированных покрытий (совместно с РОСНАНО).
|
|
РЕАМ-РТИ
|
Полимерные покрытия деталей ЭЦН и НКТ на основе
полифениленсульфида (PPS)
|
|
DU PONT
|
Защитные покрытия для рабочих органов ЭЦН, в которых
используется материал полифталамид c 30%-ным стеклонаполнением Zytel HTN
51G45HSLR BK420
|
|
Centrilift
|
Изготовление рабочих органов с защитным покрытием Pump Guard II
|
|
ПермСнабСбыт
|
Алюминиево-магниевые протекторы для УЭЦН
|
|
Технологические методы
|
|
НПФ Пакер
|
Технология ограничения водопритока в скважину
|
|
НИПИ
|
Выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД
|
Для мониторинга коррозионной
агрессивности среды и контроля эффективности ингибиторной защиты в системе ППД
следует применять системы коррозионного мониторинга (СКМ). В настоящее время
наиболее широкое распространение получили следующие методы контроля агрессивности
перекачиваемой продукции:
по потере массы металлических
образцов-свидетелей (Weight Loss Coupons);
метод замера поляризационного
сопротивления (Linear Polarisation Resistance (LPR));
метод замера электрического
сопротивления (Electrical Resistance (ER));
методы неразрушающего контроля
толщины металла (ультразвуковая толщинометрия).
Сравнительная характеристика методов
коррозионного контроля
|
Показатели
|
Образцы-свидетели
|
Поляризационное сопротивление
|
Электрическое сопротивление
|
Толщинометрия
|
|
Возможность получения текущей информации
|
не ранее, чем через 20 сут
|
минуты
|
от часов до суток
|
по истечении промежутка времени - 6-12 месяцев
|
|
Требования к контролируемой среде
|
отсутствуют
|
высокая электропроводность, рН<7
|
отсутствуют
|
отсутствуют
|
|
Пригодность к контролю различных типов коррозии
|
|
Общая коррозия
|
хорошо
|
хорошо
|
хорошо
|
хорошо
|
|
Локальная коррозия
|
плохо
|
удовл.
|
плохо
|
удовл.
|
|
Микробиологическая коррозия
|
хорошо
|
плохо
|
плохо
|
удовл.
|
|
Коррозионно-эрозионный износ
|
удовл.
|
плохо
|
хорошо
|
|
Возможность определения эффективности ингибиторной защиты
|
удовл.
|
отличная
|
хорошая
|
плохая
|
|
Эксплуатационные затраты
|
низкие
|
низкие
|
высокие
|
высокие
|
Наиболее целесообразно использование
датчиков CEION фирмы «Cormon», Corrosometr или Corrotemp Corrosometr фирмы
«Rohrback Cosasco Systems», установленных на нижней образующей трубы. При
невозможности закупки указанного оборудования возможно использование
металлических образцов-свидетелей.
Узлы контроля коррозии (УКК) должны
быть установлены на пониженных местах трассы трубопровода, расстояние до
задвижек, отводов или колен должно превышать 25-30 м. Необходимо предусмотреть
возможность подъезда и обслуживания узлов контроля в период половодья. При
оценке эффективности ингибиторной защиты УКК рекомендуется устанавливать на
концевых участках защищаемых направлений.
2.2 Влияние мехпримесей
Источники механических примесей,
попадающих в насосную установку, делятся на четыре основных типа:
. Пласт, когда мехпримеси - это
продукт разрушения горных пород, либо это проппант, закаченный при ГРП, а также
кристаллы солей.
. Технологические жидкости,
закачиваемые в скважину: растворы глушения, промывочная жидкость, различные
химреагенты, растворитель и тому подобное. Не всегда эти жидкости проходят
достаточную подготовку перед закачкой, что в особенности относится к жидкостям
глушения.
. Эксплуатационные колонны, когда
колонна корродирует с образованием солей железа.
. Само глубинно-насосное
оборудование (ГНО), неправильно подготовленное, не очищенное на сервисных базах
и т.п.
Определение степени влияния
механических примесей на работу погружного оборудования является сложной
задачей. Отказы насосов происходят как по причинам износа, так и по причинам
забивания рабочих органов.
Износ деталей насосов (рабочих
органов, подшипников и т.д.) зависит от степени абразивности продукции
скважины, которая определяется по следующим параметрам: количество выносимых
частиц, их твердость, гранулометрический состав, содержание (%) кварца,
геометрия песка (угловатость).
В существующей практике лабораторными
исследованиями в основном определяется только один параметр - концентрация
взвешенных частиц (КВЧ). Поэтому наиболее ценной является информация о
состоянии оборудования, применяемого на данной скважине ранее.
Методы борьбы с негативным влиянием
мехпримесей также делятся на три основные категории.
Категории борьбы с
мехпримесями
В свою очередь, различают
технические и технологические способы предотвращения или ограничения
поступления мехпримесей в скважину и в саму насосную установку. К техническим
методам относится установка различных видов фильтров в интервале перфорации.
Технологические - это снижение депрессии на пласт, улучшение качества
технологических растворов глушения, промышленных жидкостей и т.д., а также
технологии по закреплению проппанта.
Существуют общеизвестные методики и
расчетные формулы. По ним можно определить минимально допустимое забойное
давление, при котором начинается разрушение горных пород и, соответственно,
вынос мехпримесей. Однако эти расчеты очень редко применяются на практике,
поскольку, в основном ставится задача достичь необходимого отбора жидкости из
скважины. Осознанным последствием при этом становится повышенный уровень
мехпримесей, который будет влиять на износ оборудования.
Общеизвестной проблемой является качество
технологических растворов. Необходимо определять и контролировать определенный
показатель КВЧ в жидкостях глушения и промывочных жидкостях. Одним из
эффективных способом повышения качества приготовления технологических жидкостей
является метод отстоя.
К техническим способам
предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку
относятся установка фильтра на приеме скважины, установка фильтра над насосом.
Технологические способы в принципе совпадают с предыдущей группой: снижение депрессии
на пласт, повышение качества подготовки растворов и закрепление проппанта.
Для предупреждения выноса
мехпримесей и увеличения наработки на отказ внутрискважинного оборудования
рекомендуется совмещать перечисленные мероприятия, а именно:
качественная промывка забоя после
ремонта скважины;
внедрение скважинных и насосных
фильтров или шламоуловителей;
обеспечение приготовления жидкости
глушения с низким содержанием мехпримесей, регулярная очистка емкостей;
необходим контроль за подготовкой и
очисткой оборудования на поверхности перед спуском его в скважину;
ограничение депрессии на пласт;
применение погружного оборудования в
износостойком исполнении.
2.3 Отложения солей
Можно выделить несколько основных
причин солеотложений на рабочих органах УЭЦН:
. Определенный состав пластовой
жидкости - высокая обводненность, наличие растворенных и нерастворенных
природных минералов.
. Изменения термобарических условий
в скважине в процессе интенсивного отбора жидкости для поддержания проектных
темпов разработки месторождения, приводящие к выпадению осадка. Так, смещение
рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к
повышению температуры перекачиваемой жидкости и увеличению кавитационных
процессов и как следствие выпадению в осадок.
. Смешивание пластовых вод с
закачиваемыми водами другого состава может привести к образованию
солеобразующих соединений и агрессивной среды.
. Конструктивное исполнение ЭЦН.
Образование застойных зон, коррозия поверхности и т.д.
Все технологии борьбы с солеотложениями
делятся на предупреждение и удаление солеотложения. Некоторые сведения о
технологиях коррозионной защиты и их разработчиках приводятся в таблице
Методы предупреждения отложения
солей делятся на физические, химические и технологические. Физические методы
делятся на воздействие на продукцию магнитным полем или акустическим полем.
Технологические - это защитные покрытия, подбор и подготовка рабочего агента
для системы поддержания пластового давления. Также к технологическим методам
относится изменение технологических режимов работы скважин и насосного
оборудования. Четвертая составляющая - ограничение водопритоков в скважине.
Пятая - это турбулизация потоков, применение хвостовиков и солесборников. Также
к методам предупреждения солеотложения относятся химические методы - это
применение различных ингибиторов солеотложений.
Классификация методов
предупреждения солеотложения
Методы борьбы с солеотложениями
|
Разработчик
|
Технология
|
|
Химические методы
|
|
ОЗ Нефтехим
|
Серия ингибиторов и растворителей солеотложений «Сонсол».
|
|
Миррико
|
Серия ингибиторов и растворителей солеотложений «Descum».
|
|
Champion Chemicals
|
Инкапсулированный ингибитор солеотложений «Captron75»
|
|
Baker Petrolite
|
Полный набор ингибиторов и растворителей солеобразований.
|
|
НПК Интерап
|
Ингибиторы солеотложений серии «Акватек»
|
|
Инкомп-Нефть
|
Скважинный капиллярный трубопровод СКТ -2250. Комплект для
подачи химреагента в интервал перфорации КУП-60. Полимерные армированные
трубопроводы для подачи химреагентов в систему нефтесбора и ППД. Дозировочная
установка для подачи химических реагентов.
|
|
Синергия-Лидер
|
Комплекс оборудования подачи реагента (ОПР) для дозированной
подачи химического реагента в трубопроводы, нефте- и газодобывающие скважины.
|
|
Новомет-Пермь
|
Погружной контейнер-дозатор ингибитора.
|
|
Л-Реагент
|
Серия контейнеров с реагентами «Трил».
|
|
Физические методы
|
|
Integra Tech Associates
|
Магнитная обработка с применением постоянных магнитов.
|
|
Magnetic Technology Australia
|
Магнитная обработка с применением постоянных магнитов.
|
|
Нефтегазтехнология
|
Магнитная обработка системным активатором NBF-1A.
|
|
Expro Group и Shell
|
Генератор высокочастотных колебаний.
|
|
Технологические методы
|
|
НПФ Пакер
|
Технология ограничения водопритока в скважину
|
|
НИПИ
|
Выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД
|
|
Татнефть
|
Стеклопластиковые НКТ.
|
|
ТСЗП
|
Защита от солевых отложений на погружном оборудовании, НКТ,
систем транспорта и подготовки нефти и газа с помощью высокоскоростного
напыления. ОПИ технологий нанесения наноструктурированных покрытий (совместно
с РОСНАНО).
|
|
РЕАМ-РТИ
|
Полимерные покрытия деталей ЭЦН и НКТ на основе
полифениленсульфида (PPS).
|
|
DU PONT
|
Защитные покрытия для рабочих органов ЭЦН, в которых
используется материал полифталамид c 30%-ным стеклонаполнением Zytel HTN
51G45HSLR BK420.
|
|
Centrilift
|
Изготовление рабочих органов с защитным покрытием Pump Guard II.
|
|
Ижнефтепласт
|
ЭЦН со ступенями из полимерных материалов.
|
|
Новомет-Пермь
|
Защита проточных каналов рабочих органов и концевых элементов
полимерными покрытиями с гидрофобными свойствами.
|
К преимуществам магнитной обработки
относится простота конструкции, к недостаткам - необходимость монтажа
подъемного оборудования, необходимость обработки продукции до начала
кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в
призабойной зоне пласта.
К недостаткам акустического метода
можно отнести сложность конструкции. Кроме того, метод не предотвращает
образование солей, а переносит образование солей в продукцию, а результаты
неоднозначны.
Технологические методы
предупреждения солеотложений имеют следующие недостатки:
изменение технологических параметров
возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях можно
получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН;
по методу турбулизации потоков
эффект нельзя гарантировать, а результат неоднозначный;
подготовка агента (воды) сложна в
реализации, необходимо наличие 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
сопряжены со значительными затратами и сложностью его реализации;
сложность нанесения покрытий на
поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость
покрытий.
повышенные требования к
совместимости ингибитора и значительные затраты на ингибиторы.
Методы удаления неорганических солей
делятся на химические и механические.
Химические, в свою очередь, делятся
на растворение соляной кислотой с добавлением NaCl или без него. Далее,
преобразование солеотложения с последующей обработкой продуктов реакции 10-15%
соляной кислотой и, один из методов, это растворение кислотами или обработка
комплексообразующими соединениями. Механические - это разбуривание и
скреперование эксплуатационных колонн.
К легко удаляемым солям относятся
карбонаты кальция. Для его удаления, в основном, применяется соляная кислота. К
трудноудаляемым - сульфат кальция, сульфат бария. Для удаления этих солей
необходимо применять щелочи, углекислый натрий, соляную кислоту, хелатирующие
агенты. Например, карбонат кальция реагирует с соляной кислотой с образованием
хлорида кальция, воды и углекислого газа. Преимущества данного метода -
малозатратность и относительная простота в реализации. Иногда возникает проблема
коррозии глубинонасосного оборудования.
Методы удаления
неорганических солей
Для подбора ингибитора солеотложения
в ОАО «НижневартовскНИПИнефть» были проведены специальные исследования. По
результатам тестирования установлены ингибиторы солеотложения, совместимые с
минерализованной попутно добываемой водой Усть-Тегусского месторождения.
Результаты тестирования на
совместимость ингибиторов солеотложения с попутно добываемой водой при 20 оС
(8 часов)
|
Ингибиторы солеотложения
|
Результат совместимости
|
|
АЗОЛ 3010В
|
-
|
|
ФЛЭК-ИСО-5
|
-
|
|
ФЛЭК-ИСО-4
|
-
|
|
Dodiscale V 2870K
|
+
|
|
Gyptron R4601
|
+
|
|
Продукт 517
|
+
|
|
Scortron EGP3001W
|
+
|
|
ФОКС 03Н
|
+
|
|
ФОКС 03К
|
+
|
|
ХПС-005
|
-
|
|
ХПКС-004
|
-
|
|
Сонсол 2001Б
|
-
|
|
Descum-2H-3111A
|
-
|
|
Акватек 511А
|
+
|
|
ИВИСОЛ 2511 З
|
-
|
|
SI 1000
|
+
|
|
Алкиокс 202 Н
|
+
|
|
Оптима-017 (З)
|
-
|
2.4
Асфальто-смоло-парафиновые отложения
Под парафиновыми соединениями,
выделяющимися из нефти в скважинах в процессе добычи нефти, понимают сложную
углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входит множество
веществ.
В-первую очередь, это собственно
парафины, представляющие собой углеводороды метанового ряда, а также
асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, сульфиды
железа, механические примеси.
Характерной особенностью (вне
зависимости от содержания в них парафина) является то, что они всегда склонны к
осадкообразованию при соответствующих термодинамических условиях.
Выделяют две стадии образования и
роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост
кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На
второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более
крупных кристаллов.
На образование АСПО оказывают
существенное влияние:
снижение давления на забое скважины
и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной
системы;
интенсивное газовыделение;
уменьшение температуры в пласте и
стволе скважины;
изменение скорости движения
газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
состав углеводородов в каждой фазе смеси;
соотношение объема фаз;
состояние поверхности труб.
Интенсивность образования АСПО
зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут
изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не
являются постоянными.
Существует несколько наиболее
известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы
с АСПО. Но из-за многообразия условий разработки месторождений и различия
характеристик добываемой продукции часто требуется индивидуальный подход и даже
разработка новых технологий.
В целях борьбы с АСПО
предусматривают проведение работ по предупреждению образования отложений и их
удалению.
Методы предупреждения
образования АСПО
К методам предупреждения образования
отложений относятся следующие:
химические - дозирование в нефть или
нефтяную эмульсию химических соединений, обладающих определенными свойствами,
уменьшать, а иногда полностью предотвращать образование отложений;
физические - основываются на
применении электрических, магнитных, электромагнитных полей, механических
ультразвуковых колебаний;
гладкие покрытия - снижают
шероховатость поверхности ступеней или насосно-компрессорных труб, вследствие
чего уменьшаются отложения парафина.
Химические методы базируются на
дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда
и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия
ингибиторов парафиноотложения лежат адсорбционные процессы, происходящие на
границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.
Методы удаления АСПО
Химические реагенты подразделяют на
смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.
Смачивающие реагенты образуют на
поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов
парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости.
Модификаторы взаимодействуют с
молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это
способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их
движения.
Механизм действия депрессаторов
заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, вследствие чего
затрудняется их способность к агрегации и накоплению.
Диспергаторы - химические реагенты,
обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которую уносит поток нефти,
что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб.
Наряду с высокой стоимостью
существенным недостатком химического метода является сложность подбора
эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в
процессе разработки месторождения.
Физические методы основаны на
воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а
также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и
транспортируемую продукцию.
Вибрационные методы позволяют
создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые,
воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что
препятствует осаждению парафина на стенках труб.
Воздействие магнитных полей следует
отнести к наиболее перспективным физическим методам. Установлено, что под
воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение
агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений
железа, находящихся при концентрации 10-100 г./т в нефти и попутной воде. В
каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц,
поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению
концентрации центров кристаллизации парафинов и формированию на поверхности
ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате
разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной,
объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается
пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и
асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков
газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки, по данным некоторых
исследователей, создает газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита
скважин. В таблице приведены некоторые технологии предупреждения образования
АСПО.
Вибрационные методы основаны на
создании в области парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые,
воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует
осаждению на стенках труб.
Как метод предотвращения АСПО
следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла
и эмали. Установлено, что чем выше шероховатость поверхности, тем интенсивнее
парафинообразование, а на гладкой поверхности отложения не значительны.
Технологии предупреждения
образования АСПО
|
Разработчик
|
Технология
|
|
Химические методы
|
|
Миррико
|
Серия ингибиторов, диспергаторов и депрессаторов АСПО «Dewaxol».
|
|
Champion Chemicals
|
Модификатор АСПО «Flexoil»
|
|
Baker Petrolite
|
Полный набор ингибиторов АСПО.
|
|
Альфа-Сервис
|
Ингибиторы парафиноотложений РТ-1М и РТФ-1.
|
|
Вираж
|
Серия ингибиторов, диспергаторов и депрессаторов АСПО «Пральт».
|
|
Nalco
|
Ингибиторы парафиноотложений ENERAX с низкой температурой
застывания
|
|
Efril
|
Серия ингибиторов, диспергаторов и депрессаторов АСПО «Efril»
|
|
Инкомп-Нефть
|
Скважинный капиллярный трубопровод СКТ -2250. Комплект для
подачи химреагента в интервал перфорации КУП-60. Полимерные армированные
трубопроводы для подачи химреагентов в систему нефтесбора и ППД. Дозировочная
установка для подачи химических реагентов.
|
|
Синергия-Лидер
|
Комплекс оборудования подачи реагента (ОПР) для дозированной
подачи химического реагента в трубопроводы, нефте- и газодобывающие скважины.
|
|
Новомет-Пермь
|
Погружной контейнер-дозатор ингибитора.
|
|
Л-Реагент
|
Серия контейнеров с реагентами «Трил».
|
|
Физические методы
|
|
Лантан
|
Серия магнитных индукторов «МИОН».
|
|
Magnetic Technology Australia
|
Магнитная обработка с применением постоянных магнитов.
|
|
Нефтегазтехнология
|
Магнитная обработка системным активатором NBF-1A.
|
|
Expro Group и Shell
|
Генератор высокочастотных колебаний.
|
|
Защитные покрытия
|
|
Татнефть
|
Стеклопластиковые НКТ.
|
|
ТСЗП
|
Защита от солевых отложений на погружном оборудовании, НКТ,
систем транспорта и подготовки нефти и газа с помощью высокоскоростного
напыления. ОПИ технологий нанесения наноструктурированных покрытий (совместно
с РОСНАНО).
|
К методам удаления отложений
относятся следующие:
химические - дозирование в нефть или
нефтяную эмульсию химических соединений для промывок нефтепроводов, скважинного
и нефтепромыслового оборудования от отложений АСПО, образующихся в процессах
добычи и транспорта нефти;
тепловые - основаны на способности
парафина плавиться, при воздействии определенной температуры (АДПМ, ППУ);
механические - предполагают удаление
уже образовавшегося парафина на насосно-компрессорных трубах. Для этого
разработаны множество скребков различной конструкции.
Тепловые методы основаны на
способности парафина плавиться при высокой температуре и стекать с нагретой
поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный
источник тепла, который можно помещать непосредственно в зону отложений или на
устье скважины, где он будет вырабатывать теплосодержащий агент. В настоящее
время используют технологии с применением:
горячей нефти, воды или пара в
качестве теплоносителя;
электропечей наземного и скважинного
исполнения;
индукционных
электродепарафинизаторов;
реагентов, при взаимодействии
которых протекают экзотермические реакции.
Одной из разновидностей
депарафинизации является применение устройств (подогревателей), располагаемых в
области интенсивного парафинообразования. Из них можно выделить электрокабели,
которые предназначены для электропрогрева нефтеводогазовой смеси скважин,
оборудованных глубинными насосами, для предотвращения замерзания водоводов и
нефтепромыслового оборудования, использующего в качестве теплоносителя воду,
для ликвидации парафиногидратных пробок. Недостатками данных методов являются
их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая
эффективность применяемых технологий.
Применение растворителей для
удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и
распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи,
транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора
растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как
правило, подбор растворителей АСПО осуществляют эмпирически. Это связано с
недостатком информации об их структуре и свойствах и с малой изученностью
механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.
Механические методы разработаны для
удаления уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. В таблице приведены
некоторые технологии удаления АСПО.
Технологии удаления АСПО
|
Разработчик
|
Технология
|
|
Химические методы
|
|
Миррико
|
Растворитель АСПО «Dewaxol-76».
|
|
Champion Chemicals
|
Растворитель АСПО «Flotron».
|
|
Baker Petrolite
|
Полный набор растворителей АСПО
|
|
Вираж
|
Растворитель АСПО «Пральт НК».
|
|
НПК Интерап
|
Ингибиторы солеотложений серии «Акватек»
|
|
Efril
|
Универсальный растворитель АСПО «Efril 317D»
|
|
Инкомп-Нефть
|
Скважинный капиллярный трубопровод СКТ -2250. Комплект для
подачи химреагента в интервал перфорации КУП-60. Полимерные армированные
трубопроводы для подачи химреагентов в систему нефтесбора и ППД. Дозировочная
установка для подачи химических реагентов.
|
|
Синергия-Лидер
|
Комплекс оборудования подачи реагента (ОПР) для дозированной
подачи химического реагента в трубопроводы, нефте- и газодобывающие скважины.
|
|
Новомет-Пермь
|
Погружной контейнер-дозатор ингибитора.
|
|
Л-Реагент
|
Серия контейнеров с реагентами «Трил».
|
|
Тепловые методы
|
|
КамКабель
|
Электрокабели КНП.
|
|
ТФК Урал - Трейд
|
Агрегат депарафинирования АДПМ-12/150. Паро-промысловая
установка ППУА-1600/100М.
|
|
СиТерра
|
Промысловая паровая установка ППУА-2006.
|
|
Нефтесервис-НН
|
Скважинный парогенератор на шлангокабеле.
|
|
Механические методы
|
|
Каскад
|
Устройства для очистки внутренних полостей НКТ.
|
|
ПромХим-Сфера
|
Скребки и поршни для очистки трубопроводов.
|
|
ТехноПром
|
Комплект оборудования депарафинизации скважины скребками КОДС.
|
|
НПП Грант
|
Станция управления установкой депарафинизации скважин скребками
УСПС-2000.
|
3. Расчет потребности
ингибитора для технологии периодического ингибирования при АСПО
Для реализации технологии
периодического ингибирования скважинной продукции ингибитором парафиноотложений
необходимо:
1. Рассчитать количество ингибитора (Р, кг), задавливаемого на забой
скважины по формуле
Р = К · Р0 · g · (1-n) · (Qж · τ + Vз)/106, (3.1)
где К = 1,5-2,0 - коэффициент
увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его с забоя
скважины;
Р0 - дозировка ингибитора, г/т (при
проведении первой обработки скважины рекомендуется «ударная» дозировка
ингибитора - 1000 г./т, при последующих обработках применяется оптимальная
дозировка - 200 г./т);ж - производительность скважины по жидкости, м3/сут;
τ -
периодичность обработок, сут (рекомендуется периодичность 7-10 сут с
последующим уточнением в ходе опытно-промысловых испытаний);з - объем жидкости
на забое и в затрубном пространстве скважины (м3) рассчитать по формуле
з = π
· rС2 (LС - LНКТ) + π · (rЭ2 - rНКТ2) · (LНКТ - H), (3.2)
где rС - радиус скважины, м;Э -
внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;НКТ - радиус НКТ, м;С - глубина
скважины, м;НКТ - глубина спуска НКТ;
Н - динамический уровень, м;
π -
3,14;
g - плотность
газонасыщенной жидкости (кг/м3) рассчитать по формуле
g = [g1 + g2 · Г +
g3 · n0 / (1 - n0)] / [b + n0 / (1 -
n0)], (3.3)
где g1 - плотность сепарированной нефти в нормальных условиях, кг/м3;
g2 - плотность газа в
нормальных условиях, кг/м3;
g3 - плотность пластовой
воды в нормальных условиях, кг/м3;
Г - газосодержание пластовой нефти,
приведенное к нормальным условиям, м3/м3;
объемный коэффициент нефти в пластовых
условиях;- объемная доля воды в добываемой скважинной продукции рассчитывается
по формуле
= n / [n + (1 - n) · g3 / g1],
(3.4)
где n - массовая доля воды в
добываемой скважинной продукции.
2. Приготовить раствор ингибитора в депарафинизированной нефти для
закачки реагента на забой скважины. Концентрация ингибитора в закачиваемом
растворе должна быть не менее 10%.
3. Задавку ингибитора в скважину производить с помощью агрегата
ЦА-320. При обвязке автоцистерны с агрегатом и агрегата с затрубным пространством
скважины необходимо:
опрессовать линию подачи на
1,5-кратное рабочее давление;
давление закачки реагента не должно
превышать 80 ат;
обеспечить герметичность линий;
уплотнительные элементы применять из
масло-бензостойких материалов;
установить на нагнетательные линии
обратный клапан, а на насосе тарированное предохранительное устройство;
минимальная скорость подачи
реагентов 3-4 л/с.
4. Подлив ингибитора в скважину может быть произведен также при
помощи устройства гидростатического действия в следующей последовательности:
заполнить устройство требуемым
объемом ингибитора или его раствором;
герметично закрыть люк;
открыть линию, соединяющую
устройство с затрубным пространством скважины с целью выравнивания давления;
слить реагент в скважину.
Периодичность задавки или подлива
ингибитора на забой скважины должна быть уточнена в процессе работы скважинного
оборудования. Реализация технологии предполагает разработку сетевого графика
работ по ингибированию осложненных скважин. [8]
Заключение
Для борьбы с АСПО рекомендуется
использовать НКТ с защитными покрытиями, химические методы предупреждения с
использованием ингибиторов, тепловые методы. Выбор ингибиторов
парафиноотложений производится опытным путем в процессе эксплуатации скважин.
Для борьбы с мехпримесями
предлагается использовать забойные щелевые фильтры, как на трубах НКТ, так и на
пакере под насосом, применять жидкости глушения скважин, очищенных от
механических примесей. Необходимо вести контроль за выносом механических
примесей во время вывода скважины на режим и в процессе эксплуатации.
Для защиты от солеотложений
рекомендуется использовать ингибиторы комплексного воздействия. Можно
рекомендовать внедрение ингибиторов ПАФ-13А, СНПХ-7850, ВРКС, обладающих
комплексным воздействием - борьба с АСПВ и солеотложением. Применение и
требуемая дозировка рассчитывается и уточняется во время работы и мониторинга
за состоянием защищаемых трубопроводов и аппаратов. Применяемые реагенты должны
быть допущены к применению в нефтяной отрасли и включены в Реестр «Перечень
химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» и в
Регистр Паспортов безопасности.
Для защиты от коррозии рекомендуется
использовать трубы повышенной пластичности и хладостойкости в
коррозионно-стойком исполнении Синарского, Северского, Волжского трубных
заводов, металлопластиковые, стеклопластиковые, полимерно-полиэтиленовые трубы;
насосные установки в износо- и коррозионностойком исполнении.
Список используемой
литературы
1. Технологическая схема разработки Усть-Тегусского месторождения
2. Лицензии на право пользования недрами: ТЮМ №11235 НР от
18.06.2002 г., ТЮМ №11239 НЭ от 18.06.2002 г.
3. ДОГОВОР №ТУВ-0763/08/ТННЦ-2957/08 от 14.05.2008 г.