Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Защита против отложений солей в при забойной зоне скважин, подземном и наземном оборудовании.

В настоящее время на месторождении добывается 1300−1600 м3/сут попутных вод, которые используются для закачки в пласт. Для обеспечения необходимых объемов закачки в системе ППД к сточным водам на БКНС-1 добавляется до 5000 м3/cyт альбсеноманских вод. По мере разработки месторождения будет расти обводненность продукции, что в свою очередь приведет к обострению проблемы солеотложений.

Применение существующих на месторождении вод (пластовые меловых и юрских горизонтов и альбсеноманская) приводит к выпадению солей на нефтепромысловом оборудовании в продуктивных пластах.

Основной причиной образования неорганических отложений является перенасыщенность раствора в результате изменения термодинамического состояния среды. Перенасыщенность раствора приводит к частичному выкристаллизовыванию твердой фазы непосредственно на стенках оборудования и свободному выпадению твердой фазы в потоке с последующим осаждением взвешенных частиц на внутренних поверхностях соприкасающихся с потоком оборудования. По исследованиям НИПИ мунайгаз смеси альбсеноманских и юрских вод несовместимы во всех отношениях.

Необходимо отметить, что с продуктивных горизонтов месторождения Кумколь вместе с пластовым флюидом выносится значительное количество мелкодисперсного песка, являющегося центром кристаллизации солей. Формирование нестабильных вод в системе нефтесбора начинается при смешении пластовых вод юрских и меловых горизонтов. Это особенно проявляется с момента отделения сточной воды, в трубопроводах сточной воды наблюдается интенсивное отложение неорганических солей.

Подмешивание альбсеноманской воды на БКНС, которая отличается по своему химическому составу от вод нефтяных горизонтов, приводит к дальнейшему усугублению проблемы солеотложений и увеличению в отложениях солей доли сульфата бария. Анализ работы нагнетательных скважин указывает на резкое падение их приемистости в результате отложения солей на внутренней поверхности технологических труб.

Образующиеся сложные по составу отложения включают сульфаты бария и кальция, карбонаты кальция и магния, двуокись кремния и примеси продуктов коррозии. Данные о компонентном составе отложений приведены в таблице 12.

Из литературных источников известно, что нефти различных месторождений содержат уран и торий, в результате распада которых образуются изотопы радия Ra226 и Ra228. Воды нефтяных месторождений хлор-кальциевого типа содержат ионы радия и бария. Процесс обогащения пластовых вод изотопами радия является результатом термодинамического перераспределения частиц между различными фазами нефтяного пласта в процессе вытеснения нефти водой. При увеличении в водах концентрации сульфат-ионов по каким-либо причинам происходит солеотлажения бария и изотопов радия в виде нерастворимого радиобарита Ba (Ra)S04. По данным химических анализов основная масса радиоактивных отложений представлена сульфатом бария. Так по данным геофизических исследований в отдельных скважинах отмечается повышенный фон гамма-активности (Авторский надзор за разработкой нефтегазового месторождения Кумколь).

Единичные исследования пластовых вод юрских продуктивных горизонтов показали наличие в них иона бария, порядка 800 мг/л (таблица 13).

Проблема солеотложений связана с особенностями физико-химического состава пластовых и альбсеноманских вод месторождения Кумколь, с изменениями термобарических условий и смешением химически несовместимых вод.

Высокая неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие высокопроницаемых пропластков приведет к прорыву закачиваемых вод к добывающим скважинам. Присутствие в закачиваемой воде альбсеноманского комплекса сульфат-ионов порядка 600 мг/л при определенных условиях приведет в дальнейшем к интенсивному отложению сульфата бария в призабойной зоне пласта, подземном оборудовании и в системе сбора нефти.

Необходимо предусмотреть ингибиторную защиту подземного оборудования скважин и призабойной зоны пласта как наиболее эффективный метод борьбы с отложениями минеральных солей.

Таблица 12.

Химический состав солеотложений месторождения Кумколь.

Место отбора.	Дата отбора.	Содержание %.
СаСОз.	MgCOa.	СаЗОз.	BaS04.	SiOa.	NaCI.	^ вобщ.	нефтепродукты.
Фильтр отстойника.	26.05.95.	19,8.	1,6.	2,6.	Отс.	73,4.	0,2.	1,6.	0,8.
Узел учета воды.	26.05.95.	9,3.	3,2.	Отс.	Отс.	82,3.	0,2.	4,3.	0,7.
Трубы УОН-1.	13.10.95.	79,8.	Отс.	Отс.	12,2.	3,2.	2,3.	1,9.	0,6.
Трубы БКНС, котнтр.-набл. катушка.	05.12.95.	1,5.	1,7.	7,2.	83,4.	1,6.	0,5.	2,3.	1,8.
ЦППН.	13.05.96.	45,1.	Отс.	0,6.	42,7.	1,9.	5,3.	4,4.	;
БКНС-1.	13.05.96.	1,1.	0,5.	8,4.	82,3.	1,0.	1,4.	2,7.	2,6.
БКНС-1.	08.11.97.	3,6.	2,9.	12,0.	78,2.	0,8.	0,9.	1,6.	;

Таблица 13.

Химический состав пластовых вод месторождения Кумколь.

Существует несколько способов подачи ингибиторов в обрабатываемую среду3:

• 1) непрерывная дозировка в скважину с использованием дозировочного устройства или глубинного дозатора;
• 2) периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону пласта;
• 3) непрерывное дозирование в наземное нефтепромысловое оборудование и трубопроводы;
• 4) непрерывное дозирование ингибитора в нагнетаемую для ППД воду.

Все способы подачи ингибитора в добываемую жидкость имеют свои преимущества и недостатки.

Способ дозирования с использованием дозировочных устройств не обеспечивает защиту призабойной зоны пласта, преимуществом является стабильное поступление реагента, экономное его расходование. Применение глубинного дозатора обеспечивает защиту подземного оборудования в течение 3−4 месяцев в зависимости от дебита скважины и объема глубинного контейнера.

При нагнетании ингибитора в призабойную зону пласта:

недостаток — повышенный расход реагента, связанный с неполнотой адсорбции, преимущество — медленная десорбция обеспечивает длительную защиту ПЗП и подземного оборудования от выпадения солей.

Дозирование ингибитора может осуществляться непрерывно или периодически в состоянии поставки или в виде водного раствора.

Для снижения остроты проблемы солеотложения в системе ППД должны в комплексе применяться технологические и химические методы защиты:

предварительный сброс пластовой воды в начале транспорта нефтяной эмульсии;

• — раздельная закачка сточной и альбсеноманской воды на БКНС;
• — ингибиторная защита от отложений солей.

Более высокий защитный эффект достигается при непрерывной подаче.

Ингибитор должен подаваться непосредственно перед защищаемым объектом.

В качестве ингибитора солеотложений рекомендуется Калнокс-2936 фирмы Бейкер с дозировкой до 40 г/м3 воды, прошедший предварительные опытно-промысловые испытания на месторождении Кумколь.

Для дозировки ингибиторов рекомендуются блочные установки БР-2,5; БР-10, БР-25 (водорастворимые ингибиторы солеотложений рекомендуется подавать в виде 2−10% водного раствора). Для обеспечения бесперебойной работы установок в зимнее время линии подачи ингибиторов следует утеплить. Емкости для хранения ингибиторов рекомендуются оборудовать устройствами для обогрева.

Мероприятия по предотвращению осложнений, возникающих при добыче парафинистой нефти Нефть месторождения Кумколь относится к нефтям с высокой степенью насыщенности парафином. Несмотря на близкие условия залегания продуктивных горизонтов, свойства нефтей меловых горизонтов значительно отличаются от свойств нефтей юрских горизонтов. Нефти меловых горизонтов характеризуются низким газосодержанием и давлением насыщения, вязкость пластовой нефти в два раза выше по сравнению с нефтями юры.

Для юрских залежей температура насыщения нефти парафином колеблется в зависимости от газосодержания от 2б°С до 53 °C. В процессе разработки месторождения при падении пластового происходит частичное разгазирование добываемой нефти, что ведет к повышении температуры насыщения нефти парафином.

Интенсивность образования отложений парафина зависит от газосодержания, разности пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином (чем меньше эта разность, тем выше вероятность выпадения парафина).

Для меловых залежей температура насыщения нефти парафином находится в пределах от 44 °C до 53 °C, т. е. близка к пластовой температуре. Превышение температуры насыщения нефти парафином над пластовой температурой может привести к образованию твердой фазы в призабойной зоне пласта.

Диапазон изменения параметров нефти по объектам разработки представлен в таблице 14.

Таблица 14.

Физико-химические свойства нефти.

Осложнения, обусловленные отложениями асфальтосмолопарафиновых веществ, наблюдаются в основном на подземном оборудовании скважин: глубинные насосы, НКТ и штанги; что приводит к необходимости проведения профилактических мероприятий по депарафинизации подземного оборудования. При этом используется следующее оборудование: передвижные парогенераторные установки типа ППУ, агрегат для депарафинизации скважин АДП-4−150, автоцистерна АЦ-5, агрегат ЦА-320, ЦА-400.

В настоящее время межочистной период по восстановлению производительности скважин по I объекту разработки составляет:

• — до 7 дней (АО «Харрикейн Кумколь Мунай»);
• — до 4 дней (Контрактная территория АО «Кумколь-ЛУКойл»).

С целью очистки подземного оборудования от образующихся отложений на месторождении применяется тепловой метод, основанный на расплавлении АСПО в результате температурного воздействия различными теплоносителями:

• — обработка горячей нефтью;
• — обработка горячей водой.

Однако, обработки горячей нефтью и водой недостаточно эффективны.

Введение

в теплоноситель поверхностно-активных веществ будет способствовать диспергации асфальтосмолопарафиновой массы и повысит эффективность обработок. На месторождениях Мангышлака при добыче высокопарафинистых нефтей обработка скважин горячей нефтью производится добавкой диспергатора парафина в концентрациях 0,1−0,5%. Для месторождения Кумколь рекомендуется испытать диспергаторы XT-39, D-WAX 970 и Клеар 2517. При промывках горячей водой необходимо добавлять в воду ПАВ типа МЛ-80 1−10 кг/м3. Температура теплоносителя должна быть не ниже 80 °C.

Для расплавления АСПО также возможно использование электронагревателей. При этом подается переменный электрический ток, выделяется тепло, которое нагревает нефть по всему ходу в колонне НКТ. Это повышает температуру нефти в трубах, изменяет вязкость, улучшает текучесть и предотвращает парафинизацию оборудования. Преимуществом метода является равномерный нагрев ствола скважины. Для защиты выкидных линий от АСПО применяются электронагревательные кабели, повышающие температуру от 30 °C до 80 °C.

Для предотвращения образования отложений парафина на нефтепромысловом оборудовании широкое распространение получили химические реагенты — ингибиторы (таблица 15).

Для защиты нефтяных скважин могут быть использованы и другие химические реагенты, эффективность которых подтверждена лабораторными и опытно-промысловыми испытаниями.

Дозирование ингибитора в скважину более эффективно осуществлять непрерывно посредством:

• — устьевых дозировочных насосов в затрубное пространство скважины;
• — глубинных дозаторов, установленных на хвостовике насоса.

Преимуществом непрерывной подачи ингибитора является относительная стабильность его концентрации в продукции скважины. Суточный расход ингибитора (q) при непрерывной подаче рассчитывается по формуле:

q-(V*QH)/p*10−3,.

где V — удельный расход ингибитора, кг/м3, определяется исходя из результатов лабораторных исследований;

Qн — дебит скважины по нефти, т/сут;

Р — плотность ингибитора, кг/м3.

Оптимизация удельного расхода осуществляется при контроле проведения технологического процесса с учетом изменения характера образования АСПО и изменения дебита.

Таблица 15

Характеристика химических реагентов для предупреждения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений.

Обязательным условием проведения ингибиторной защиты является предварительная очистка оборудования от отложений асфальтосмолопарафиновых веществ. Для этих целей используются растворители, которые:

• — изменяют поверхностные свойства АСПО (снижают силы сцепления частиц АСПО с поверхностью труб и оборудования, при этом отложения асфальтосмолопарафиновых веществ удаляются с потоком нефти);
• — растворяют массу АСПО (при этом отложения удаляются в растворенном состоянии с растворителем).

Выбор химических реагентов для удаления АСПО и технология их применения должна быть подтверждена опытно-промысловыми испытаниями на месторождении.

Таблица 16

Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

Выводы.

• 1. Применение на месторождении смеси сточной и альбсеноманской вод приводят к образованию сложных по составу отложений.
• 2. Смешение закачиваемых и пластовых вод, отличающихся по своему химическому составу, приводит к формированию нестабильных смесей в продуктивных пластах.
• 3. Скважины, эксплуатирующие I объект разработки, подвержены интенсивной парафинизапии.

Рекомендации (таблица 16):

• 1. Предусмотреть раздельную закачку сточной и альбсеноманской вод.
• 2. Предусмотреть ингибиторную защиту призабойной зоны пласта и подземного оборуддования скважин, а также наземного оборудования системы сбора и подготовки нефти от отложений солей.
• 3. Предусмотреть ингибиторную защиту скважин от парафиноотложений, эксплуатирующих горизонты M-I и M-II.
• 4. Скважины II, III и IY объектов разработки необходимо периодически, не резке одного раза в месяц, очищать от парафиноотложений.
• 5. Обработки скважин скважин горячей нефтью и углеводородными растворителями, для удаления парафиноотложений, проводить добавлением диспергаторов (D-WAX-970, XT-39, Клеар 2517 или аналогичных по своим свойствам). Дозировка определяется лабораторными и опытно-промышленными испытаниями).
• 6. Для удаления АСПО использовать углеводородные и композиции на их основе. Предварительно рекомендуется бензиновая фракция Шымкентсхого НПЗ «Шымкентнефтеоргсинтез».
• 7. Обработки скважин проводить горячей водой с добавлением ПАВ МЛ-8 0 или аналогичных по эффективности.