Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин в условиях солеотложения и выноса механических примесей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин в условиях солеотложения и выноса механических примесей"

УДК 622.276

На правах рукописи

Ягудин Радик Аслямович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ И ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ (НА ПРИМЕРЕ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»)

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертациина соискание ученой степени кандидата технических наук

3 ОКТ 2013

005533908

Уфа 2013

005533908

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Геофизика»).

Научный руководитель - Уразаков Камил Рахматуллович,

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: - Антипин Юрий Викторович,

доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», профессор кафедры

- Гильманова Расима Хамбаловиа,

доктор технических наук, профессор, Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов», ведущий научный сотрудник отдела «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти»

Ведущая организация - Башкирский научно-исследовательский

и проектный институт нефти (БашНИПИнефть)

Защита состоится 18 октября 2013 г. в Ю30 ч. на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 18 сентября 2013г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор ъ'Иё'

■Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Современное состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуется форсированным отбором жидкости с использованием электроцентробежных насосных установок (УЭЦН). Это положение обусловлено преимуществами УЭЦН, позволяющими стабилизировать добычу нефти за счет увеличения депрессии на пласт, в том числе путем снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом.

В данных условиях эксплуатации скважин усиливается проявление осложнений, связанных с солеотложением и выносом песка. Это приводит к заклиниванию и слому рабочего вала УЭЦН, блокированию рабочих органов насоса, сужению проходного сечения труб, перекрытию интервала перфорации песком и т.д. В результате снижается межремонтный период работы (МРП) скважины и, как следствие, происходит снижение добычи нефти.

Для ряда месторождений Западной Сибири наблюдаются осложнения, связанные с комплексным проявлением вышеуказанных факторов. Так, при разборах ЭЦН на его рабочих органах часто встречаются умеренно адгезированные к поверхности металла осадки со смешанным составом. Минералогический анализ показывает, что такие отложения представлены в основном кварцем и кальцитом в пределах от 5 % до 95 %, оксидами и гидрооксидами железа в пределах от 2 % до 30 %.

По данным ООО «РН-Пурнефтегаз» ОАО «НК «Роснефть», 43 % преждевременных отказов в работе УЭЦН происходит вследствие отложения солей, засорения механическими примесями рабочих органов установки и перекрытия интервала перфорации скважин низкопроницаемой песчаной пробкой. За период 2007-2012 гг. фонд таких скважин увеличился с 546 до 1316 ед. Это свидетельствует о том, что применение существующих технологий предупреждения солеотложения и пескопроявления недостаточно успешно. Поэтому требуется разработка новых технологических решений.

Цель работы — повышение эффективности эксплуатации

добывающих скважин в условиях солеотложения и пескопроявления при добыче нефти высокопроизводительными УЭЦН.

Объект исследования — добывающие скважины месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», эксплуатация которых осложнена солеотложениями и выносом песка.

Предмет исследования — технологии предупреждения отложения солей и выноса песка в добывающих скважинах.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ причин образования твёрдых отложений в добывающих скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» и технических решений, позволяющих предупреждать солеотложения и вынос песка при добыче нефти.

2. Лабораторные исследования влияния составов растворителей и ингибиторов солеотложения (ИСО) на изменение фазовых проницаемостей путем снижения набухания глинистых составляющих и выпадения малорастворимых продуктов взаимодействия при закачивании в пласт водных ингибирующих растворов.

3. Исследования эффективности ингибиторов солеотложения путем дозирования их в затрубное пространство скважины с целью предупреждения образования комплексных отложений на рабочих органах УЭЦН и снижения коррозионных рисков.

4. Лабораторные и промысловые исследования изменения проницаемости и прочности коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП), закрепленного составом на основе водорастворимой синтетической смолы.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с использованием методов статистического и фотоколориметрического анализа, лабораторных исследований растворителей, ингибиторов солеотложения и синтетических смол, проведением промысловых испытаний.

Научная новизна результатов работы

1. Разработан способ повышения адсорбционной способности закачиваемого в пласт ингибитора солеотложения за счет предварительного удаления с породы пласта водонефтяной пленки с помощью универсального растворителя и снятия водной блокады при обратном движении этого же растворителя в процессе вывода скважины на режим (патент РФ № 2484238).

2. Обосновано влияние основных технологических параметров закачивания ингибирующей композиции в пласт (объем и концентрация, объем продавочной жидкости) на продолжительность защитного эффекта и предложен алгоритм их расчета для достижения максимального межремонтного периода работы скважины (не менее 360 сут).

3. Разработан алгоритм выбора технологии крепления призабойной зоны пласта химическим методом, включающий в себя геолого-технические условия эксплуатации скважины и научно-обоснованный объем многокомпонентной синтетической смолы.

На защиту выносятся:

1. Усовершенствованные технологии: закачивания ингибирующей композиции в пласт для предотвращения выпадения неорганических солей в призабойной зоне, обсадной колонне и подземном насосном оборудовании; подачи ингибитора солеотложения в затрубное пространство через устьевое дозирующее устройство (УДЭ) в скважинах с комплексным составом осадков на рабочих органах УЭЦН;

2. Технология крепления призабойной зоны пласта для предупреждения выноса песка и увеличения наработки на отказ глубинно-насосного оборудования (ГНО), основанная на использовании многокомпонентной синтетической смолы;

3. Результаты обобщения мирового опыта предупреждения выпадения солей и выноса песка в добывающих скважинах, показавшие наибольшую эффективность и технологичность химических методов на поздней стадии разработки в условиях высокой обводненности добываемой продукции.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Апробированы и внедрены в производственную практику ООО «РН-Пурнефтегаз» технологии: предупреждения солеотложения методами закачивания ИСО в пласт и через поверхностное дозирующее устройство; крепления ПЗП синтетической смолой ЛИНК.

2. Разработаны и внедрены руководящие документы «Инструкция по планированию и проведению ремонтно-изоляционных работ по креплению призабойной зоны пласта составом ЛИНК» (№ ИО-ООб-РГСНТ, приказ № 109 от 24.01.2011 г.) и «Организация работ по борьбе с солеотложением в нефтепромысловом оборудовании» (№ П1-01.05 Р-0061 ЮЛ-094, приказ № 460 от 15.03.2010 г.), регламентирующие технологии обработки скважин в условиях ООО «РН-Пурнефтегаз».

3. Экономический эффект от применения перечисленных выше технологий в 44 скважинах составил более 80 млн руб. за счет увеличения наработки на отказ ГНО в среднем в 3,2 раза, сокращения подземных ремонтов и, как следствие, дополнительной добычи нефти в количестве 14,3 тыс. т.

Достоверность результатов исследования

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается результатами лабораторных и опытно-промышленных экспериментов; сопоставлением теоретических и экспериментальных исследований с результатами промышленного внедрения технологий в скважинах.

Личный вклад автора

В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично автором, при его непосредственном участии. Вклад автора состоит в разработке методических подходов и технологий, участии в проведении лабораторных и промысловых работ, обобщении их результатов.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: технических совещаниях ОАО «НК «Роснефть» и ООО «РН-

Пурнефтегаз» (Москва, 2008, 2010); на научной секции «Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2009» (Уфа, 2009); V Международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин» (Геленджик, 2010); конференции по инновационной деятельности ОАО «НК «Роснефть» (Самара, 2011).

В 2009 г. технология защиты нефтяных скважин от солеотложения методом закачивания ИСО в пласт признана «Лучшим инновационным проектом» Ямало-Ненецкого автономного округа в сфере добывающих производств.

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 2 патента.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 119 наименований, и 5 приложений. Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 26 таблиц, 40 рисунков.

Автор выражает особую признательность и искреннюю благодарность за большую помощь в обобщении результатов исследований своему научному руководителю д.т.н., проф. K.P. Уразакову, сотрудникам ООО «РН-УфаНИПИнефть»: к.т.н. В.В. Рагулину, д.х.н. А.И. Волошину, к.х.н. И.М. Ганиеву, к.т.н. В.А. Стрижневу, к.т.н. А.Ю. Преснякову, а также специалистам ООО «РН-Пурнефтегаз».

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе диссертационной работы приведен анализ отечественною и зарубежного опыта предупреждения солеотложения и ограничения выноса песка при добыче нефти.

Изучению проблем солеотложения посвящены работы Д.М. Агаларова, Ю.В. Антипина, B.C. Асмоловского, Г.А. Бабаляна, В.М. Балакина, Р.Ф. Габдуллина, Ф.С. Гарифуллина, В.Е. Кащавцева, С.Ф. Люшина, И.Т. Мищенко, В.А. Панова, М.Н. Персиянцева, В.А. Рагулина, В.В. Рагулина, М.К. Рогачева, А.Ш. Сыртланова, А.И. Чистовского, J.E. Oddo, М.В. Tomson и др. Показано, что в нефтепромысловой практике наиболее распространенным методом предупреждения отложения неорганических солей является ингибиторная защита скважин.

Отмечено, что наибольшая эффективность достигается при условии подачи реагента до зоны начала накопления солеотложения в скважине. При существующих условиях добычи нефти (большие депрессии на пласт, высокий газовый фактор добываемого флюида и т.д.) отложение солей происходит в интервале «призабойная зона — погружной электродвигатель». В последующем это приводит к сложным и дорогостоящим подземным ремонтам с ликвидацией прихвата глубинно-насосного оборудования, восстановлением диаметра эксплуатационной колонны и проведением соляно-кислотной обработки ПЗП.

Путем анализа применяемых методов предупреждения солеотложения на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» выявлена потребность в разработке системных подходов при борьбе с солеотложением, что связано с разнообразием геолого-физических условий объектов разработки.

Одним из путей в этом направлении является расширение применения технологии закачивания ингибирующих солеотложение композиций в пласт.

Мировой опыт применения традиционного закачивания ИСО в пласт как наиболее распространенного показывает их высокую технологическую и экономическую эффективность. Технология позволяет обеспечить солебезопасный режим работы скважинного оборудования в течение 1,0... 1,5 лет. В связи с этим разработка отечественных аналогов технологии

закачивания ингибирующих солеотложение композиций, имеющих низкую стоимость и сопоставимую эффективность с импортными реагентами, является актуальной.

При разработке месторождений в результате закономерного роста обводнения и разрушения ПЗП увеличивается число скважин, эксплуатация которых осложнена повышенным выносом мехпримесей с образованием забойных песчаных пробок. Причиной выноса песка из продуктивного пласта является разрушение природного цементирующего материала (гидрооксиды железа, глины и т.д.) вследствие набухания его в воде с момента ее появления в продукции скважины, а также из-за механических разрушений, обусловленных влиянием перепада давления и операций по гидроразрыву пласта.

При анализе мирового опыта ограничения выноса песка из ПЗП выделены химические, физико-химические и механические методы. При разработке новых месторождений механические и физико-химические методы крепления пласта являются основными и наиболее оптимальными с технологической и экономической точек зрения. Однако для большинства месторождений на поздней стадии разработки они не могут быть применены ввиду высокой стоимости.

Основными преимуществами химического метода являются возможность проведения непродолжительного ремонта в действующих скважинах и низкая стоимость работ в сравнении с вышеперечисленными способами при условии незначительного снижения проницаемости пласта.

На месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» испытаны механические (различные фильтрующие элементы, подвешиваемые на пакере в колонне, а также входящие в состав самих УЭЦН и над ними), физико-химические (установка ЯСР-проппантной упаковки в ПЗП) и химические (смола «Геотерм») методы. Проведенные работы позволили частично снизить количество взвешенных частиц (КВЧ) в добываемом флюиде, но не решили проблему выноса песка из ПЗП, другие, как смола «Геотерм»,

привели к значительному снижению коэффициента продуктивности

скважин.

Безусловный интерес заслуживают исследования совместного проявления осложнений — солеотложения и пескопроявления.

Рисунок 1 - Структура системного подхода для повышения эффективности эксплуатации скважин

Для решения вопросов предупреждения солеотложения и выноса механических примесей необходим системный подход. Нами разработана структура такого подхода, предусматривающая охват воздействием всех элементов единой нефтепромысловой системы «пласт — скважина - глубинно-насосное оборудование» (рисунок 1).

Вторая глава посвящена исследованию геолого-технических условий эксплуатации месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», приводящих к выпадению неорганических солей и выносу песка при добыче нефти.

В период 2007-2012 гг. рост действующего фонда скважин с УЭЦН ООО «РН-Пурнефтегаз» составил 21,4 % (с 1189 до 1513 ед.). Вырос и фонд скважин, осложненный солеотложением, на 30 %, и на январь 2012 г. он составил 337 ед.

Склонность к солеотложению попутно добываемых вод ООО «РН-Пурнефтегаз», принадлежащих к хлоркальциевому и гидрокарбонатно-натриевому типам, связана с высоким содержанием солеобразующих ионов, мг/л: Са2+ = 108-494, Ва2+ = 0-141, Sr2+ = 34-153, НСОз" = 244-854. Анализ многочисленных проб солевых осадков с УЭЦН, выкидных линий и оборудования установок подготовки нефти и газа показал преобладание в отложениях кальцита в виде твердых корковидных образований.

Основные факторы, увеличивающие риск отложения кальцита, следующие:

низкие забойные давления (5,0...8,0 МПа), усиливающие разгазирование скважинных флюидов и уменьшающие содержание С02 в водной среде;

- высокий газовый фактор (до 488 м3/т), приводящий к перегреву насосного оборудования и снижению растворимости кальцита;

- одновременный прорыв подошвенной и нагнетаемых вод в ПЗП на водоплавающих залежах, что приводит к их смешению, нарушению стабильности и солеотложению в интервале перфорации скважины.

Помимо отложений кальцита некоторые скважины осложнены образованием сульфатов кальция и бария, основной причиной выпадения которых является смешение несовместимого раствора глушения и попутно добываемой воды. Зачастую растворы глушения содержат в качестве примесей

значительное количество сульфат-ионов, что приводит к образованию гипса и барита при наличии ионов бария и кальция в пластовой воде.

Другим осложняющим фактором при добыче нефти на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» является высокий вынос песка при эксплуатации ряда продуктивных пластов. Наиболее осложненный фонд представлен скважинами, эксплуатирующими объекты Покурской свиты. К данной группе, в первую очередь, относятся пласты ГЖ19-20 Барсуковского; ГЖ16, ПК18, ПК19 Комсомольского месторождений. Отличительной особенностью данных пластов является не только повышенный вынос мехпримесей, но и «перекрытие» интервала перфорации с образованием низкопроницаемой песчаной пробки за короткий срок эксплуатации. Существующие технологии предотвращения выноса мехпримесей в данных условиях имеют низкую эффективность.

Наличие пескопроявления, оказывающего существенное влияние на эксплуатацию ГНО, установлено на 7 месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз». В период 2007-2012 гг. фонд, осложненный выносом мехпримесей, вырос на 68,3 %, и по состоянию на 01.01.2012 г. он составил 979 скважин, или 64,7 % от действующего фонда УЭЦН (рисунок 2).

Рисунок 2 - Структура осложненного фонда скважин с УЭЦН

ООО «РН-Пурнефтегаз» по состоянию на 01.01.2012 г.

Более 60 % осложненного фонда представлено солеотлагающими и пескопроявляющими скважинами (см. рисунок 2). Таким образом, все

перечисленные выше факторы обусловливают потребность поиска новых технических решений для борьбы с солеотложением и пескопроявлением на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз».

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований по обоснованию технологий закачивания отечественной ингибирующей солеотложение композиции в пласт, дозирования ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины с комплексными отложениями в рабочих органах ГНО и крепления ПЗП водорастворимой синтетической смолой.

Технология закачивания ИСО в пласт. Для обеспечения успешности закачивания ИСО в пласт необходима предварительная подготовка пласта к приему значительных объемов водных растворов, позволяющая предотвратить риск набухаемости глинистой составляющей и изменения фазовых проницаемостей. Проведены исследования по подбору оптимального состава универсальных растворителей «Экспериментального завода «Нефтехим». Исследования показали лучшую совместимость растворителя «Х[» с моделью попутно добываемой воды и с органической фазой как при обычных, так и в пластовых условиях, названного в последующем Ипроден ВР-1.

1 - фильтрация модели пластовой воды; 2 - фильтрация универсального растворителя Ипроден ВР-1 (5 объемов)

Рисунок 3 - Изменение проницаемости для условий пласта БП0'"2 Комсомольского месторождения

Фильтрационные исследования на керновом материале показали нейтральность растворителя к продуктивным коллекторам, показателем которой является величина коэффициента восстановления проницаемости по воде, равная 0,9 (рисунок 3). Кроме того, наличие в качестве предоторочки растворителя позволяет улучшить адсорбционно-десорбционные свойства ИСО по отношению к пластам и уменьшить первоначальный пиковый вынос ингибитора при более длительном защитном эффекте от обработки.

Далее в работе проведены лабораторные исследования по подбору ИСО. Эффективность ингибиторов солеотложения определялась по степени предотвращения отложения карбоната кальция на моделях пластовой воды месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» в соответствии со Стандартом Компании ОАО «НК «Роснефть» № П1-01 СЦ-080 «Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов: деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов бактерицидов, ингибиторов солеотложения на объектах добычи углеводородного сырья Компании». Результаты этих исследований показали, что наибольшей эффективностью обладает ингибитор солеотложения Ипроден С-1 (таблица 1).

Таблица 1 - Эффективность ингибиторов солеотложения

на моделях пластовой воды различных месторождений

Марка реагента Дозировка, йг/л Модель пластовой воды

Барсуковское Южно-Харампуровское Комсомольское, 1АП5 Комсомольское, 2БП6

Ипроден С-1 10 78 80 70 93

20 82 83 81 86

50 81 79 90 67

100 75 70 78 58

СНПХ-5315 10 61 78 50 90

20 81 80 79 77

50 75 72 84 67

100 72 70 69 63

Акватек-511М 10 54 32 21 79

20 70 50 47 85

50 80 70 60 95

100 50 60 68 80

СНПХ-5311Т 10 76 58 26 76

20 80 70 39 85

50 70 80 43 90

100 50 50 36 80

Также проведены лабораторные исследования на совместимость Ипроден С-1 с пластовыми водами и с нефтью месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз». Выпадения осадков и образования эмульсий не наблюдалось. Результаты экспериментов показали, что отсутствует отрицательное воздействие на продуктивность скважины и на процесс подготовки нефти.

Важным показателем, определяющим эффективность технологии закачивания ингибитора в пласт, является величина минимальной рабочей концентрации в зоне солеотложения, время и способы её поддержания. Длительность выноса ингибитора определяется процессом адсорбции и последующей десорбцией ингибитора с поверхности порового пространства. Для выявления количественных характеристик выноса ИСО проведены фильтрационные эксперименты по изучению адсорбционно-десорбционных свойств в динамических условиях на керне из пласта Ю1 Харампурского месторождения (рисунок 4).

о 1 2 3 4 5 8 0123456789

Объем пор,см3 а) Обьемпор, ои3 б)

а) динамика насыщения керна 10 %-ным раствором ИСО Ипроден С-1;

б) профиль выноса ИСО Ипроден С-1 при фильтрации модели попутно добываемой воды

Рисунок 4 — Фильтрационные исследования по изучению адсорбционно-десорбционных свойств в динамических условиях

По результатам данных экспериментов получена изотерма адсорбции, которая затем была использована при составлении схем обработки скважин и расчете прогнозных кривых выноса ингибитора солеотложения.

Как правило, в процессе физико-химических взаимодействий раствора на водной основе с глинистой составляющей породы коллектора протекают ионные обменные реакции, приводящие к гидратации, набуханию и изменению агрегативной устойчивости глинистых компонентов. Влияние растворов ИСО на набухаемость пластовой породы исследовано с использованием прибора К.Ф. Жигача и А.Н. Ярова по методике В.Д. Городного на керне пород Комсомольского месторождения. Полученные результаты представлены на рисунке 5.

♦ ♦— -

{

77* Г

О 20 40 Í0 SO ICS 120

Время, млн

Рисунок 5 - Набухаемость породы керна Комсомольского

месторождения в 5 %-ном растворе Ипроден С-1 в воде (♦), в 2 %-ном растворе хлорида калия (■)

Как видно, набухаемость породы коллектора под воздействием реагентов незначительна (менее 1 %). При добавлении в раствор Ипроден С-1 хлорида калия в объеме 2 % набухание становится еще меньше.

На основании проведенных исследований рекомендованы следующая ингибирующая композиция и технология её закачивания (патент РФ № 248423 8):

• в качестве растворителя рекомендуется применять реагент Ипроден

ВР-1;

• в качестве ингибитора солеотложения рекомендуется использовать 10 %-ный раствор Ипроден С-1 в 2 %-ном растворе хлорида калия;

• в качестве технологических добавок, улучшающих свойства растворов и снижающих риск набухаемосш глинистой составляющей пластов, рекомендуется применять хлорид калия.

Технология предупрезвдения комплексных отложений. На месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» при разборах УЭЦН на его рабочих органах часто встречаются умеренно адгезированные к поверхности металла осадки с комплексным составом. Минералогический анализ данных отложений показал, что они представлены в основном кварцем от 60 % до 85 %, кальцитом от 1 % до 20 %, оксидами и гидрооксидами железа от 24 % до 30 %.

В таких осадках выпавший кальцит в сочетании с продуктами коррозии является хорошим цементирующим агентом для частиц кварца (таблица 2).

Таблица 2 - Минералогический и гранулометрический состав отложений с рабочих органов УЭЦН Барсуковского месторождения

Скважина Пласт Состав Описание

3173 ПК 19-20 кварц, продукты коррозии, кальцит Кварц (60 %) представлен в основном угловатыми, прозрачными обломками размерами 0,2.. .0,3 мм. Незначительно присутствуют обломки размерами 0,4...0,5 мм. Кальцит (10 %) представлен корковидными выделениями, сложенными плотным агрегатом мелких ромбоэдрических кристаллов светло-серого цвета. Продукты коррозии (30 %) представлены чешуйчатыми и пластинчатыми магнитными частицами темно-бурого цвета.

8473 ПК 19 кварц, кальцит Кварц (85 %) представлен хорошо отсортированными угловатыми обломками размерами 0,2...0,3 мм (80 %) и 0,4...0,5 мм (20 %). Кальцит (15 %) представлен корковидными образованиями толщиной до 2 мм, сложенными плотным агрегатом удлиненно-шестоватых кристаллов светло-серого цвета.

2656 ПК 19 кварц, продукты коррозии, кальцит Кварц (75 %) представлен окатанными и угловато-окатанными зернами следующих размеров: 0,1...0,3 мм (75 %), 0,4...0,5 мм (25 %). Продукты коррозии (24 %) представлены пластинчатыми магнитными частицами бурого цвета, покрытыми охристыми и натечными образованиями гидроксидов железа. Кальцит (1 %) представлен малочисленными корковидными выделениями.

Для снижения интенсивности отложения комплексных структур с преобладанием кварца на рабочих органах УЭЦН предложена технология, основанная на дозировании ИСО в затрубное пространство скважины с применением УДЭ. Критерии для подбора скважин под данную технологию -высокое содержание КВЧ в добываемой продукции при отсутствии перекрытия интервала перфорации скважины и склонность пластовых вод к выпадению кальцита при изменении термобарических условий.

Существенным фактором, ограничивающим применимость ингибиторов солеотложения по данной технологии, является коррозионная агрессивность товарной формы реагента. Промысловый опыт свидетельствует, что наиболее уязвимой зоной для коррозии является место контакта кабеля с насосно-компрессорными трубами (НКТ) при подаче ИСО в затрубное пространство скважины с помощью УДЭ, что обусловлено попаданием электролита между НКТ и кабелем. В таблице 3 приведены результаты сравнительной оценки лабораторных исследований на коррозионную агрессивность товарных форм ингибиторов солеотложения.

Таблица 3 - Коррозионная агрессивность товарных форм ингибиторов солеотложения

№ п/п Ингибитор солеотложения (товарная форма) Скорость коррозии, мм/год (г/м2хч) рН Балл коррозионной активности по ГОСТ 13819-68 Степень агрессивного воздействия реагентов по РД 39-0147103-362-86

1 Акватек-511М 0,03 (0,03) 8,3 4 слабоагрессивная

2 ФЛЕК-ИСО-4 3,14 (2,80) 2,4 8 сильноагрессивная

3 Сонсол-2001 А 0,15 (0,13) 8,3 6 среднеагрессивная

4 СНПХ-5311 0,82 (0,73) 6,3 7 сильноагрессивная

5 Синол-ИС-001Т 0,41 (0,37) 6,7 6 среднеагрессивная

6 Инсан 0,66 (0,59) 1,5...2,5 6 среднеагрессивная

7 СНПХ-5311Т 0,13 (0,12) 9,4 6 среднеагрессивная

8 БР-гОЗЧУ 3,00 (2,68) 6,3 8 сильноагрессивная

9 Фокс-ОЗК 4,00 (3,57) 3,9 8 сильноагрессивная

10 Ипроден С-1 0,50 (0,59) | 3,0...8,5 5 среднеагрессивная

Анализ данных таблицы 3 свидетельствует, что минимальный показатель

коррозионной агрессивности отмечается у ИСО Акватек-511М - скорость

коррозии 0,03 мм/год. Поэтому данный реагент рекомендован к промысловым испытаниям по предупреждению образования комплексных отложений путем дозирования его в затрубное пространство скважины с применением УДЭ.

Технология предупреждения выноса песка. При эксплуатации слабоцементированных объектов ООО «РН-Пурнефтегаз» предложена технология крепления ПЗП многокомпонентной синтетической смолой.

Сущность крепления ПЗП составом ЛИНК (от англ. «link» — звено, связь) состоит в частичном заполнении межзернового пространства закрепляемой породы отверждаемым раствором смолы путем «размазывания» ее гидрофобной продавливающей жидкостью. Кроме того, в процессе реакции введенных в состав реагентов в пластовых условиях происходит выделение азота, который обеспечивает образование пористой структуры твердеющей массы.

Полученные лабораторные результаты на насыпной модели нефтяного пласта (таблица 4) показали эффективность данного состава - отсутствие выноса песка при избыточном давление 25 МПа и снижение первоначальной проницаемости керна не более чем на 35.. .40 %.

Таблица 4 — Результаты лабораторных фильтрационных экспериментов композиции ЛИНК

Буферный Полимерный состав Проницаемость

состав керна, мкм

ЛИНК- с, % об. ЛИНК- t, Вынос Состояние

ЛИНК-О, Г, Вода, иС до после песка керна

% масс. % % об. обработки обработки

масс.

3,0 80,0 5,0 20,0 35 3,748 2,342 нет скрепл.

3,0 80,0 5,0 20,0 40 3,180 2,012 нет скрепл.

3,0 80,0 5,0 20,0 60 3,252 1,913 нет скрепл.

3,0 80,0 5,0 2 0,0 85 3,846 2,645 нет скрепл.

Изменение продуктивности скважины в результате частичного снижения

проницаемости в зоне крепления слабосцементированных пород композицией ЛИНК рассчитано по изменению величины скин-фактора по формуле:

1\тп I ска

где £ — безразмерный скин-фактор; кт — проницаемость пласта; ктп -проницаемость в призабойной зоне (в данном случае, в зоне проникновения композиции ЛИНК); гСКв — радиус скважины; гтп — радиус зоны обработки.

Относительное изменение дебита скважины связано с изменением величины скин-фактора соотношением:

п 1п — + Б о У1 _ г,„ _

(2)

1п —+5,

где £)о, Бо, <21, - соответственно дебит и скин-фактор скважины до и после обработки; гк - радиус контура питания; гСКв - радиус скважины.

Расчетное относительное снижение продуктивности скважин при различных радиусах обработки приведено в таблице 5.

Таблица 5 - Расчетные данные снижения продуктивности пласта после обработки его композицией ЛИНК

№ п/п Усквз М п, м 5о Гпзт М ^лДш в,/во

1 0,1 300 0 0,6 1,4 0,72 0,92

2 0,1 300 0 0,6 1,7 1,25 0,86

3 0,1 300 0 0,6 2,0 1,79 0,82

4 0,1 300 0 0,8 1,4 0,83 0,91

5 0,1 300 0 0,8 1,7 1,46 0,85

6 0,1 300 0 0,8 2,0 2,08 0,79

7 0,1 300 0 1,0 1,4 0,92 0,90

8 0,1 300 0 1,0 1,7 1,61 0,83

9 0,1 300 0 1,0 2,0 2,30 0,77

Как видно, крепление породы в радиусе 0,6... 1,0 м приводит к снижению дебита скважины в пределах не более 8... 23 % от первоначального.

Результаты исследований позволили рекомендовать данный состав к промысловым испытаниям для крепления призабойной зоны слабоцементированных пластов.

Для усовершенствования технологии крепления призабойной зоны слабоцементированных пластов нами предложено и запатентовано устройство для создания фильтра композицией ЛИНК (патент РФ №1165У2).

I ГеШСБТ=д

аш г

18 -LsissS=

'777У777777, 1 - 2

___ 3

щ ЩШЩЩРвй ттшт'Ш

_ 4

Рисунок 6 — Устройство для создания фильтра в призабойной зоне пласта при креплении слабосцементированных пород композицией ЛИНК

Устройство (рисунок 6) состоит из НКТ (1), спускаемых в скважину с пакером (2) и с дополнительным узлом в нижней части для подачи состава (перфорированная труба 3), и временного перекрывателя нижележащего интервала перфорации (4). Кроме функции отклонения закачиваемого состава от проникновения в нижележащий интервал перфорации, упругие металлические пластинки выполняют функцию центровки перфорированной трубы внутри эксплуатационной колонны.

В четвертой главе приведены результаты промысловых исследований и рекомендации к внедрению предложенных технологий предупреждения солеотложения и выноса механических примесей.

С применением предложенной технологии закачивания ингибирующей композиции в пласт проведено 11 обработок в скважинах Харампурского и Комсомольского месторождений. Для испытаний выбирались добывающие скважины со средним дебитом жидкости 150 м3/сут, обводненностью более 70 % и с наработкой на отказ УЭЦН по причине солеотложения менее 100 сут.

Результаты обработок оценивались по увеличению наработки на отказ ГНО от текущей до расчетной (не менее 360 сут) и отсутствию солей на рабочих органах при разборе УЭЦН. Контроль за выносом ингибитора производился по анализу содержания реагента в добываемой пластовой воде фотоколориметрическим методом и сопоставлялся с прогнозным выносом. Соответствие фактического выноса ИСО прогнозному выносу обеспечивает защиту скважины от солеотложения на прогнозируемый срок.

Для снижения интенсивности накопления комплексных отложений в рабочих органах УЭЦН опробована технология дозирования ИСО в затрубное пространство скважин с применением УДЭ в 12 добывающих скважинах. Под действием собственного веса ингибитор перемещается до динамического уровня, где происходит смешение со скважинной жидкостью в затрубном пространстве. Водный раствор ингибитора поступает на прием ЭЦН и предотвращает цементирование частиц кварца отложениями кальцита.

В период 2009-2010 гг. на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» проведены работы по креплению ПЗП композицией ЛИНК в 21 скважине.

В целях удобства практического применения и повышения эффективности крепления ПЗП нами разработан алгоритм выбора технологии, который адаптирован к условиям месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» (рисунок 7).

Основу алгоритма выбора технологии крепления ПЗП составом ЛИНК составляют такие критерии как наработка на отказ менее 90 сут, содержание КВЧ в добываемом флюиде более 140 мг/л, температура пласта более 35 °С и отсутствие заколонной циркуляции; толщина обрабатываемого интервала перфорации не более 7 м, при большей толщине рекомендуется поинтервальная обработка; объем тампонажного раствора 0,7 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, что соответствует снижению коэффициента продуктивности пласта не более чем на 10... 15 %.

Наработка, сут <9° »

КВЧ, мг/л | > 140

Тпл, град. >35 |

Наличие ЗКЦ 1 Нет

< 140

Да

3-

КАНДИДАТ

Выбор технологии

Толщина обрабатываемого интервала перфорации, м

Приемистость

< 7 > 7 Поинтервальная

обработка ;

......."" ''

> 200м3/сут < 200м3/сут при С КО

при Р=10МПа Р=10МПа

Объём тампонажного раствора, м

0,7мэна 1м обрабатываемого интервала

Технология закачивания

Установка пера на 10 м выше интервала перфорации, длина хвостовика 50 м

Рисунок 7 - Алгоритм выбора технологии крепления ПЗП

Результаты опытно-промысловых испытаний разработанных технологий приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Технико-экономические показатели испытанных технологий

Технология Кол-во СКВ. Увел, наработки УЭЦН, раз АО нефти, т ИРУ, млн руб.

Закачивание ингибирующей композиции в пласт 11 4,4 5900 43,5

Дозирование ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины 12 2,6 2200 15,8

Крепление призабойной зоны пласта составом ЛИНК 21 2,5 6200 21,3

Итого 44 14300 80,6

ООО

Основные выводы

На основе анализа условий разработки и эксплуатации месторождений «РН-Пурнефтегаз» показано, что добыча нефти осложнена

солеотложением и интенсивным выносом песка, приводящими и к преждевременным отказам подземного насосного оборудования, и перекрытию интервала перфорации с образованием низкопроницаемой песчаной пробки. За период 2007-2012 гг. фонд таких скважин увеличился с 546 до 1316ед.

2. В результате обобщения мирового опыта применения известных технологий предупреждения солеотложения и выноса песка показана наибольшая эффективность и технологичность на поздней стадии разработки в условиях высокой обводненности добываемой продукции химических и механических методов, усовершенствование которых может дать максимальный технологический эффект.

3. Обосновано влияние основных технологических параметров закачивания ингибирующей композиции в пласт (объем и концентрация, объем продавочной жидкости) на продолжительность защитного эффекта и предложен алгоритм их расчета для достижения максимального межремонтного периода работы скважины.

4. Разработана и внедрена технология предупреждения солеотложения, включающая стадии удаления нефтяной пленки с породы пласта универсальным растворителем для улучшения адсорбции реагента при закачивании ИСО в ПЗП и снятия водной блокады при его обратном движении в процессе вывода скважины на режим (патент РФ № 2484238).

5. Разработан алгоритм построения технологии крепления ПЗП химическим методом, заключающийся в определении основных геолого-технологических параметров пласта: толщина, приемистость и температура, отсутствие заколонных перетоков.

6. Результаты диссертационных исследований успешно испытаны и внедрены в 44 скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз», что обеспечило увеличение наработки на отказ ГНО в среднем в 3,2 раза, сокращение количества подземных ремонтов и, как следствие, дополнительную добычу нефти в количестве 14,3 тыс. т.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Михайлов, А. Г. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» [Текст] / А. Г. Михайлов, Р. А. Ягудин, В. А. Стрижнев, В. В. Рагулин, В. А. Волгин // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2010. - № 12. - С. 20-25.

2. Ягудин, Р. А. Технология закачки ингибитора солеотложения в пласт: практика реализации и перспективы применения технологии на объектах ООО «РН-Пурнефтегаз» [Текст] / Р. А. Ягудин, К. Р. Уразаков, И. М. Ганиев, Э. И. Шакиров//Территория «НЕФТЕГАЗ».-2011.-№4.-С. 84-88.

3. Ягудин, Р. А. Особенность крепления призабойной зоны слабоцементированных пластов синтетическими смолами [Текст] / Р. А. Ягудин, В. А. Стрижнев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 7. - С. 43-47.

Патенты

4. Пат. на полезную модель 116572 Российская Федерация МПК Е 21 В 43/08. Устройство для создания фильтра в призабойной зоне пласта [Текст] / Уразаков К. Р., Ягудин Р. А., Сахань А. В., Катков Ю. А., Смольников С. В.; заявитель и патентообладатель ООО «РН-УфаНИПИнефть». — № 2012105505/03; заявл. 16.02.2012; опубл. 27.05.2012, Бюл. № 15. - 7 с.

5. Пат. на изобретение 2484238 Российская Федерация МПК Е21 В 37/06. Способ предотвращения отложения неорганических солей [Текст] / ВолошинА. И., Рагулин В. В., Ганиев И. М., Малышев А. С., Ягудин Р. А.; заявитель и патентообладатель ООО «РН-УфаНИПИнефть». -№ 2012105501/03;заявл. 16.02.2012; опубл. 10.06.2013,Бюл. № 16.-11 с.

Прочие печатные издания

6. Ягудин, Р. А. Солеотложения в газоконденсатных скважинах. Причины и способы борьбы [Текст] / Р. А. Ягудин // Сб. ст. второй научн.-исслед. конф. молодых специалистов / ООО «РН-УфаНИПИнефть». — Уфа: Вагант, 2008. -С. 128-132.

7. Ягудин, Р. А. Применение технологии предотвращения солеотложения в скважинах с большим газовым фактором в ООО «РН-Пурнефтегаз» [Текст] / P.A. Ягудин // Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин. Тез. докл. научн. секции в рамках VIII Конгресса

нефтегазопромышленников России и XVII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии-2009. - Уфа: ОАО «НПФ «Геофизика», 2009. -С. 149-155.

8. Ягу дин, Р. А. Анализ мирового и отечественного опыта в области крепления призабойной зоны пласта [Текст] / Р. А. Ягудин, В. Г. Уметбаев, В. А. Стрижнев, А. Ю. Пресняков, А. В. Корнилов, Д. В. Стрижнев // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сб. ст. аспирантов и молодых специалистов. — Уфа: ОАО «НПФ «Геофизика», 2010.-Вып. 7.-С. 121-134.

9. Ягудин, Р. А. • Анализ и совершенствование методов борьбы с пескопровлениями в скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» [Текст] / Р. А. Ягудин, Э. И. Шакиров, В. А. Стрижнев, В. Г. Уметбаев, Д. А. Хисаева // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сб. ст. аспирантов и молодых специалистов. — Уфа: ОАО «НПФ «Геофизика», 2010. - Вып. 7. — С.135-142.

10. Ягудин, Р. А. Технологии предотвращения солеотложения в скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» осложненных большим газовым фактором [Текст] / Р. А. Ягудин // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сб. ст. аспирантов и молодых специалистов. -Уфа: ОАО «НПФ «Геофизика», 2010. - Вып. 7. - С. 176-184.

11. Михайлов, А. Г. Анализ применения технологий защиты скважин при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» [Текст] / А. Г. Михайлов, Р. А. Ягудин, В. А. Волгин, Э. И. Шакиров // Строительство и ремонт скважин. Сб. докл. Междунар. научн.-практ. конф. - Краснодар: ООО НПФ «Нитпо», 2010.-С. 109-117.

12. Ягудин, Р. А. Анализ крепления призабойной зоны пласта добывающих скважин химическими методами на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» [Текст] / Р. А. Ягудин // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сб. ст. аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: ОАО «НПФ «Геофизика», 2011. -Вып. 8.-С. 239-252.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 11.09.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,97. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 204. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ягудин, Радик Аслямович, Уфа

Открытое акционерное общество «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Геофизика»)

На правах рукописи

УДК 622.276.7

Ягудин Радик Аслямович

і

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ И ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ (НА ПРИМЕРЕ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

О

ДИССЕРТАЦИЯ

СМ рг} на соискание ученой степени

СО кандидата технических наук

«о а

см °

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Уразаков К.Р.

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ Введение................................................

Глава 1. Анализ зарубежного и отечественного опыта предупреждения солеотложения и ограничения выноса песка при добыче нефти...........................................................................................................................9

1.1. Анализ зарубежного и отечественного опыта по предупреждению солеотложения........................................................................................10

1.2. Анализ зарубежного и отечественного опыта борьбы с выносом песка из призабойной зоны пласта.....................................................................28

Выводы по главе 1......................................................................43

Глава 2. Причины возникновения солеотложения и пескопроявления в нефтяных добывающих скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз».........................45

2.1. Причины возникновения солеотложения........................................46

2.2. Причины возникновения пескопроявления...................................53

Выводы по главе 2.......................................................................55

Глава 3. Лабораторные и теоретические исследования по совершенствованию технологий предотвращения солеотложения и пескопроявления при эксплуатации скважин с УЭЦН на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз».............................................................................57

3.1. Лабораторные исследования по совершенствованию технологии закачивания ингибитора солеотложения в пласт.......................................57

3.1.1. Лабораторные исследования по подбору универсального растворителя...................................................................................57

3.1.2. Лабораторные исследования по подбору ингибитора солеотложения...................................................................................64

3.1.3. Лабораторные исследования влияния водных ингибирующих растворов на набухаемость пород пласта и способы ее снижения..................68

3.2. Определение адсорбционно-десорбционных характеристик ингибитора солеотложения Ипроден С-1................................................................71

3.3. Исследования по оптимизации технологии закачивания ингибиторов в пласт. Разработка алгоритма.................................................................80

3.4. Оптимизация (адаптация) технологии крепления призабойной зоны пласта синтетической смолой ЛИНК для геологических условий ООО «РН-Пурнефтегаз»......................................................................92

3.5. Исследования по подбору и обоснованию применения ингибиторов солеотложения при засорении рабочих органов глубинно-насосного оборудования комплексными отложениями...........................................97

Выводы по главе 3.......................................................................106

Глава 4. Промысловые исследования по совершенствованию и внедрению предложенных технологий предупреждения солеотложения и пескопроявления.............................................................................107

4.1. Проведение опытно-промысловых испытаний технологии предупреждения солеотложения в добывающих скважинах путем закачивания ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта..............................107

4.2. Проведение опытно-промысловых испытаний технологии крепления призабойной зоны пласта с использованием синтетической смолы ЛИНК ... 114

4.3. Проведение опытно-промысловых испытаний технологии постоянного дозирования ингибитора солеотложения в скважинах с комплексными отложениями..................................................................................116

Выводы по главе 4........................................................................117

Основные выводы......................................................................119

Список использованной литературы............................................120

Приложения.............................................................................133

Приложение 1 Анализ отложение с рабочих колес УЭЦН месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз»..................................................................134

Приложение 2 Данные по скважинам месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» за 2008-2009 гг., эксплуатация которых осложнена пескопроявлением ..........................................................................141

Приложение 3 Краткая пояснительная записка к расчету технико-экономической эффективности проекта на 01.03.2009 г............................146

Приложение 4 Расчет экономической эффективности от дозирования ингибитора солеотложения в затруб на скважинах, осложненных выносом песка ...........................................................................................147

Приложение 5 Экономический эффект от крепления призабойной зоны пласта...........................................................................................148

Введение

Актуальность работы

Современное состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуется форсированным отбором жидкости с использованием электроцентробежных насосных установок (УЭЦН). Это положение обусловлено преимуществами УЭЦН, позволяющими стабилизировать добычу нефти за счет увеличения депрессии на пласт, в том числе путем снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом.

В данных условиях эксплуатации скважин усиливается проявление осложнений, связанных с солеотложением и выносом песка. Это приводит к заклиниванию и слому рабочего вала УЭЦН, блокированию рабочих органов насоса, сужению проходного сечения труб, перекрытию интервала перфорации песком и т.д. В результате снижается межремонтный период работы (МРП) скважины и, как следствие, происходит снижение добычи нефти.

Для ряда месторождений Западной Сибири наблюдаются осложнения, связанные с комплексным проявлением вышеуказанных факторов. Так, при разборах ЭЦН на его рабочих органах часто встречаются умеренно адгезированные к поверхности металла осадки со смешанным составом. Минералогический анализ показывает, что такие отложения представлены в основном кварцем и кальцитом в пределах от 5 % до 95 %, оксидами и гидрооксидами железа в пределах от 2 % до 30 %.

По данным ООО «РН-Пурнефтегаз» ОАО «НК «Роснефть», 43 % преждевременных отказов в работе УЭЦН происходит вследствие отложения солей, засорения механическими примесями рабочих органов установки и перекрытия интервала перфорации скважин низкопроницаемой песчаной пробкой. За период 2007-2012 гг. фонд таких скважин увеличился с 546 до 1316 ед. Это свидетельствует о том, что применение существующих технологий предупреждения солеотложения и пескопроявления недостаточно успешно. Поэтому требуется разработка новых технологических решений.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин в условиях солеотложения и пескопроявления при добыче нефти высокопроизводительными УЭЦН.

Объект исследования - добывающие скважины месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», эксплуатация которых осложнена солеотложениями и выносом песка.

Предмет исследования - технологии предупреждения отложения солей и выноса песка в добывающих скважинах.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ причин образования твёрдых отложений в добывающих скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» и технических решений, позволяющих предупреждать солеотложения и вынос песка при добыче нефти.

2. Лабораторные исследования влияния составов растворителей и ингибиторов солеотложения (ИСО) на изменение фазовых проницаемостей путем снижения набухания глинистых составляющих и выпадения малорастворимых продуктов взаимодействия при закачивании в пласт водных ингибирующих растворов.

3. Исследования эффективности ингибиторов солеотложения путем дозирования их в затрубное пространство скважины с целью предупреждения образования комплексных отложений на рабочих органах УЭЦН и снижения коррозионных рисков.

4. Лабораторные и промысловые исследования изменения проницаемости и прочности коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП), закрепленного составом на основе водорастворимой синтетической смолы.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с использованием методов статистического и фотоколориметрического анализа, лабораторных исследований растворителей, ингибиторов солеотложения и синтетических смол, проведением промысловых испытаний.

Научная новизна результатов работы

1. Разработан способ повышения адсорбционной способности закачиваемого в пласт ингибитора солеотложения за счет предварительного удаления с породы пласта водонефтяной пленки с помощью универсального растворителя и снятия водной блокады при обратном движении этого же растворителя в процессе вывода скважины на режим (патент РФ № 2484238).

2. Обосновано влияние основных технологических параметров закачивания ингибирующей композиции в пласт (объем и концентрация, объем продавочной жидкости) на продолжительность защитного эффекта и предложен алгоритм их расчета для достижения максимального межремонтного периода работы скважины (не менее 360 сут).

3. Разработан алгоритм выбора технологии крепления призабойной зоны пласта химическим методом, включающий в себя геолого-технические условия эксплуатации скважины и научно-обоснованный объем многокомпонентной синтетической смолы.

На защиту выносятся:

1. Усовершенствованные технологии: закачивания ингибирующей композиции в пласт для предотвращения выпадения неорганических солей в призабойной зоне, обсадной колонне и подземном насосном оборудовании; подачи ингибитора солеотложения в затрубное пространство через устьевое дозирующее устройство (УДЭ) в скважинах с комплексным составом осадков на рабочих органах УЭЦН;

2. Технология крепления призабойной зоны пласта для предупреждения выноса песка и увеличения наработки на отказ глубинно-насосного оборудования (ГНО), основанная на использовании многокомпонентной синтетической смолы;

3. Результаты обобщения мирового опыта предупреждения выпадения солей и выноса песка в добывающих скважинах, показавшие наибольшую эффективность и технологичность химических методов на поздней стадии разработки в условиях высокой обводненности добываемой продукции.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Апробированы и внедрены в производственную практику ООО «РН-Пурнефтегаз» технологии: предупреждения солеотложения 1 методами закачивания ИСО в пласт и через поверхностное дозирующее устройство; крепления ПЗП синтетической смолой ЛИНК.

2. Разработаны и внедрены руководящие документы «Инструкция по планированию и проведению ремонтно-изоляционных работ по креплению призабойной зоны пласта составом ЛИНК» (№ ИО-ООб-РГСНТ, приказ № 109 от 24.01.2011 г.) и «Организация работ по борьбе с солеотложением в нефтепромысловом оборудовании» (№ П1-01.05 Р-0061 ЮЛ-094, приказ № 460 от 15.03.2010 г.), регламентирующие технологии обработки скважин в условиях ООО «РН-Пурнефтегаз».

3. Экономический эффект от применения перечисленных выше технологий в 44 скважинах составил более 80 млн руб. за счет увеличения наработки на отказ ГНО в среднем в 3,2 раза, сокращения подземных ремонтов и, как следствие, дополнительной добычи нефти в количестве 14,3 тыс. т.

Достоверность результатов исследования

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается результатами лабораторных и опытно-промышленных экспериментов; сопоставлением теоретических и экспериментальных исследований с результатами промышленного внедрения технологий в скважинах.

Личный вклад автора

В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично автором, при его непосредственном участии. Вклад автора состоит в разработке методических подходов и технологий, участии в проведении лабораторных и промысловых работ, обобщении их результатов.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: технических совещаниях ОАО «НК «Роснефть» и ООО «РН-

Пурнефтегаз» (Москва, 2008, 2010); на научной секции «Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2009» (Уфа, 2009); V Международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин» (Геленджик, 2010); конференции по инновационной деятельности ОАО «НК «Роснефть» (Самара, 2011).

В 2009 г. технология защиты нефтяных скважин от солеотложения методом закачивания ИСО в пласт признана «Лучшим инновационным проектом» Ямало-Ненецкого автономного округа в сфере добывающих производств.

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 2 патента.

Автор выражает особую признательность и искреннюю благодарность за большую помощь в обобщении результатов исследований своему научному руководителю д.т.н., проф. K.P. Уразакову, сотрудникам ООО «РН-УфаНИПИнефть»: к.т.н. В.В. Рагулину, д.х.н. А.И. Волошину, к.х.н. И.М. Ганиеву, к.т.н. В.А. Стрижневу, к.т.н. А.Ю. Преснякову, а также специалистам ООО «РН-Пурнефтегаз».

Глава 1. Анализ зарубежного и отечественного опыта предупреждения солеотложения и ограничения выноса песка при добыче нефти

Одним из основных средств механизированной добычи нефти являются установки с электроцентробежными насосами. В РФ около 35 % всех нефтяных скважин оснащены УЭЦН, ими обеспечивается основной объем добычи жидкости и нефти (более 70 %) [19, 20, 42]. В Западной Сибири с использованием УЭЦН добывается до 90 % нефти, количество скважин, оборудованных УЭЦН, превышает 20 тыс. ед. Тенденция возрастающего использования УЭЦН, по всей видимости, сохранится.

Однако на многих месторождениях работа УЭЦН значительно затруднена вследствие осложненных условий эксплуатации, например, таких как выпадение неорганических солей, засорение и абразивный износ механическими примесями рабочих органов ГНО, перекрытие интервала перфорации песчаными пробками, высокий газовый фактор добываемого флюида, коррозия и выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Эти осложнения в итоге ведут к снижению межремонтного периода (МРП) оборудования, потерям нефти, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования, дополнительным ремонтам скважин и, следовательно, к ухудшению технико-экономических показателей работы нефтегазодобывающих предприятий. По литературным данным [1, 4, 5, 12, 22, 23, 46, 61, 75, 117], солеотложения в проточных каналах рабочих органов УЭЦН в сочетании с воздействием механических частиц и песка занимают в проблеме преждевременных отказов насосных установок одно из значимых мест.

В ОАО «НК «Роснефть» отложение солей и засорение песком элементов подземного оборудования также являются одними из наиболее часто встречающихся осложнений в механизированной добыче [28, 30, 53 - 57, 82, 116].

Ниже приводится анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта по предупреждению солеотложения и ограничения выноса песка при добыче нефти.

1.1. Анализ зарубежного и отечественного опыта по предупреждению солеотложения

Солеотложение наносит серьезный ущерб нефтедобыче, сокращая межремонтный период работы насосного оборудования и снижая продуктивность добывающих скважин. Следует отметить, что данная проблема является общей для всех месторождений на поздних стадиях их эксплуатации, что обусловлено, в основном, увеличением обводненности добываемой продукции.

Образование осадка происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную концентрацию [22, 23, 37, 44, 72]:

С > С, я, (1)

где С, - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению в осадок;

СиР - равновесная при данных условиях концентрация соединения или иона.

Выполнение этого условия имеет место, во-первых, при смешивании вод разных составов, несовместимых друг с другом, и растворении горных пород, во-вторых, при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий, испарении воды, выделении газов.

Рассмотрим основные причины солеобразования.

1. Выпадение кальцита происходит при изменении термобарических условий, в основном, при снижении давления и увеличении температуры. При снижении давления углекислый газ выделяется из воды, что приводит к выпадению кальцита:

Са2+ + 2НС03" СаС03| + Н20 + С021.

В результате происходит отложение карбонатов на поверхности колес ЭЦН и внутри насосно-компрессорныхтруб (НКТ).

2. При смешении пластовой и закачиваемой вод в зоне непосредственного контакта возможно образование нерастворимых осадков при несовместимости этих вод. Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве нагнетаемых вод в призабойную зону скважины.

П