Повышение эффективности методов освоения скважин

До недавнего времени основным методом вызова притока и освоения скважин оставался способ замены жидкости глушения на жидкость меньшей плотности и понижения последней в стволе скважины буферным способом.

В настоящее время технология освоения скважины методом компрессирования воздуха официально отнесена органами РГТИ РФ к запретным, как потенциально опасная для жизни и здоровья людей. К тому же она является самой энергои ресурсоемкой и экологически вредной. Это определяется тем, что вытеснение жидкости глушения с целью понижения её уровня в скважине и вызова притока из продуктивного пласта происходит за счёт создания высокого давления на устье скважины и последовательного прохождения по каналу, образованному затрубным и трубным простанством, на что требуется много времени и энергии. Кроме того, в период вытеснения рабочей жидкости сжатым газом происходит ее частичное смешение с жидкостью, поступающей из пласта, в результате чего рабочая жидкость загрязняется и требует регенерации либо полной замены. Применение в последнее время в качестве рабочего агента инертных газов вместо воздуха может только улучшить состояние безопасности ведения работ, но не исключит вышеперечисленные недостатки, а экономическая эффективность за счет привлечения дополнительного оборудования и персонала будет низкой.

На этом фоне отчетливо просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин, которые в максимальной степени отражают уровень общественного сознания, направленных в сторону применения ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине. Наиболее полно этому процессу соответствует освоение скважин с помощью комплекса КОФС-1 и применения поршневого вытеснения — свабирования.

Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта Существует несколько методов повышения нефтеотдачи пластов. К числу этих методов относятся:

• 1. Закачка воды в пласт;
• 2. Закачка в пласт воды, обработанной поверхностно-активными веществами (ПАВ);
• 3. Закачка в пласт углекислоты — растворителя нефти, снижающего ее вязкость;
• 4. Вытеснение нефти сжиженными газами (пропаном, бутаном или их смесью);
• 5. Вытеснение нефти газом высокого давления (преимущественно метаном);
• 6. Нагнетание в пласт горячей воды или влажного пара при температуре до 350С, обеспечивающее снижение вязкости нефти и тепловое расширение пор коллектора;
• 7. Внутрипластовое горение — создание в пласте передвижного очага горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом.

Методы закачки в пласт воды, обработанной ПАВ, вытеснение нефти сжиженными газами, вытеснение нефти газом высокого давления были отвергнуты по причине очень высоких затрат материальных средств по сравнению с другими методами.

Т.к. нефть разрабатываемого месторождения маловязкая, с большим газовым фактором, приводящим к еще более низкой вязкости в пластовых условиях, закачка в пласт углекислоты не принесла бы ощутимого эффекта от его применения.

Внутрипластовое горение применялось на Жирновском месторождении, но оно имеет ряд своих недостатков. Основной из них — выгорает около 10−15% запасов нефти, что в современных условиях, в стремлении к сбережению ресурсов нецелесообразно.

Нагнетание в пласт горячей воды применяется на Жирновском месторождении и по сегодняшний день. Имеется большой опыт этого метода. Который показал себя эффективным и дополнительная добыча нефти в 2005 г. составила 10 580 тонн нефти. Но из-за того, что на Памятно-Сасовском месторождении коллектор имеет большую проницаемость возникает риск более быстрого прорыва закачиваемых вод к стволу скважин, ведущих к резкому их обводнению. Поэтому был выбран самый дешевый, хорошо изученный и достаточно эффективный метод — законтурное заводнение на глубину 300−500 метров ниже установленного ВНК, что позволяет более равномерно вытеснять водой флюид.

Опыт этого метода на Памятно-Сасовском месторождении позволяет утверждать, что законтурное заводнение ниже ВНК на 300−500 метром дало экономический эффект, а также равномерное поднятие ВНК, которое подтверждается исследованиями скважин по контролю за ВНК, проводимыми на месторождении.

Факторы, осложняющие эксплуатацию скважин Процессы добычи нефти на Памятно-Сасовском месторождении сопровождаются выпадением парафина.

Наибольшие осложнения доставляют АСПО в подъемных трубах, выкидных линиях скважин, нефтесборных коллекторах, мерниках и резервуарах. Что касается двух последних видов нефтепромыслового оборудования, то в них, как правило, поступает нефть, уже содержащая большое количество кристаллов АСПО. Естественно, что при отстое данные кристаллы подвергаются процессу седиментации, в результате чего происходит накопление осадка. Образовавшиеся осадки со временем образуют довольно плотную массу, трудно поддающуюся размыву и удалению. Процесс образования АСПО в остальном нефтепромысловом оборудовании носит сложный, до конца не выясненный характер.

Анализ распределения давления, температуры и АСПО в нефтепромысловом оборудовании показал, что зоне начала образования отложений соответствует широкий диапазон давления (5−10 МПа). В некоторых скважинах процесс накопления отложений начинался при давлениях, значительно превышающих давление насыщения. Это говорит о том, что разгазирование не является причиной более интенсивного протекания процесса.

Определяющее влияние на парафинизацию труб и образование первых отложений оказывает температура.

С понижением температуры нефти (по отношению к температуре начала кристаллизации парафина) интенсивность отложений увеличивается. Скорость роста отложений вначале увеличивается, достигая максимума, а затем уменьшается. С увеличением времени количество отложившегося парафина возрастает, а скорость отложения уменьшается. Исследования показали, что с увеличением разности температур потока и стенки скорость роста отложений повышается. Со снижением температуры потока при постоянной температуре стенки и потока количество отложений сначала растет и достигает максимума при определенной температуре, а затем резко уменьшается.

Большое влияние на интенсивность накопления отложений оказывает дебит скважины. С повышением дебита протяженность зоны и интенсивность образования АСПО в выкидных линиях возрастают, а степень парафинизации подъемных труб снижается. Такой характер перераспределения отложений объясняется тем, что с ростом дебита повышается температура, изменяется газонасыщенность, повышается воздействие потока на отложения. В результате этого зона интенсивного накопления отложений переносится из подъемных труб в выкидные линии. При этом в начальной стадии парафинизации на поверхности труб осаждаются мельчайшие кристаллы, которые, закрепляясь, образуют слой. В дальнейшем рост слоя идет за счет осаждения на его поверхности более крупных частиц.

С подъемом к устью толщина отложений на лифтовых трубах увеличивается, а содержание в них парафина возрастает. Наибольшее количество парафина отмечается в зоне максимальных отложений.

Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающей к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристаллизация парафинов. В результате отложения уплотняются, а жидкая фаза вытесняется.

С увеличением скорости перекачки интенсивность образования отложений уменьшается. Это объясняется тем, что с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы во взвешенном состоянии, а также возрастает возможность смыва накопившихся отложений.

Удаление парафина на месторождении проводится механическим способом с помощью скребков, которые помещаются в лубрикатор.