Содержание к диссертации
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
- Анализ зарубежного и отечественного опыта борьбы с выносом песка из призабойной зоны пласта
- Причины возникновения пескопроявления
- Лабораторные исследования по подбору ингибитора солеотложения
- Проведение опытно-промысловых испытаний технологии крепления призабойной зоны пласта с использованием синтетической смолы ЛИНК
Введение к работе
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-006-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. К.Р. 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».
Анализ зарубежного и отечественного опыта борьбы с выносом песка из призабойной зоны пласта
В некоторых случаях при подаче ингибитора солеотложения от дозирующей установки до приема насоса применяют скважинные трубопроводы. Но в данном случае существует риск повреждения капиллярной трубки при спуске/подъеме УЭЦН.
Технология применима при обводненности продукции скважины от 5 % до 100% и дебите жидкости до 300 м3/сут. При более высоких дебитах существуют риски быстрого выноса ингибитора из зоны ЭЦН и снижения эффективности. Технология получила широкое распространение во многих отечественных нефтедобывающих компаниях в связи с высокой эффективностью.
Достоинства данной технологии в том, что обеспечивается гарантированное присутствие ингибитора на приеме ЭЦН и в продукции скважины, также относительная дешевизна. Недостатки заключаются в том, что необходимы затраты на поверхностный дозатор, его монтаж и обслуживание. Кроме того, данный метод не защищает от солеотложения ПЗП скважины и интервал «от забоя скважины до приема ЭЦН». При движении ингибитора от устья скважины до динамического уровня он представляет коррозионно-агрессивную жидкость, что может вызывать ускоренную коррозию НКТ или эксплуатационной колонны [88].
Установка погружного скважинного контейнера (ПСК) с ингибитором солеотложения в составе скважинного оборудования. При использовании данной технологии, как правило, в скважине устанавливается система перфорированных трубных секций, заполненных ингибирующей композицией [22, 23, 46, 74]. Контейнер крепится к нижней части насосной установки.
Достоинства данной технологии в том, что обеспечивается защита начиная с погружного электродвигателя (ПЭД), отсутствуют затраты на дозирующее оборудование, его монтаж и обслуживание. Недостатки в том, что существует ограниченный срок работы композиции из-за ее постоянного выноса, смена контейнера возможна только при подъеме установки. Технологическое ограничение связано с максимальной нагрузкой на колонну, обычно это 250...300 кг. С учетом того что минимальная масса перфорированного пенала 1 секции контейнера составляет 25 кг, а в 1 секцию максимально вмещается 100 кг композиции, можно рассчитать, что максимально в 1 скважину можно поместить 2 секции, где масса ингибирующей композиции составит 200 кг, где содержание активного действующего вещества в композиции составляет 25 %, или 50 кг. С учетом того что минимальная рабочая концентрация ингибитора составляет 5... 10 г/м3, технология применима при обводненности продукции скважины от 20 % до 80% и дебите жидкости 60...70м3/сут[32].
Технология размещения ингибитора солеотложения в зоне успокоения механических примесей флюида («зумпф») скважины в последнее время получило широкое распространение. Суть технологии заключается в том, что ингибитор размещается в «зумпфе» скважины, либо при остановке скважины или при проведении ремонта в скважине. В процессе эксплуатации скважины происходят переход ингибитора солеотложения в попутно добываемую воду и защита оборудования скважины от солеотложения [63, 85].
В работе [97] впервые описано применение в нефтяной практике капсулированных ингибиторов солеотложения. Опыт был произведен на месторождении Ghawar Field, принадлежащем компании Saudi Aramco. С 1994 г. данная технология использовалась в более чем 10 скважинах. Капсулированный реагент представляет собой капельки ингибиторов солеотложения, покрытых сверху тонкой полимерной мембраной. Механизм высвобождения ингибитора заключается в том, что активная форма ингибитора постоянно высвобождается в воду посредством диффузии через полимерную мембрану. Размеры таких капсул 25...75 микрон, в растворе капсулы агрегируют между собой, образуя более крупные частицы.
Аналогично, авторами [85, 114] применена технология капсулированных ингибиторов солеотложения на месторождениях Scott & Telford Fields компании Amerada Hess Exploration & Production Limited и North Alwyn Field компании Total Oil Marine с получением положительных результатов.
Авторами [85, 97, 114] отмечаются следующие достоинства данной технологии. Обеспечивается защита скважины начиная от забоя скважины, отсутствуют затраты на дополнительное оборудование, его монтаж и обслуживание. Применение капсул позволяет избежать введение в скважину большого объема воды, что в свою очередь минимизирует риск повреждения пласта и/или изменения фазовых проницаемостей и возникновения водных блокад в скважинах с водочувствительными коллекторами, с низкой обводненностью и с низкими пластовыми давлениями.
Но уже в работах [103, 114] указаны существенные недостатки данного метода, которые заключаются в увеличении сроков проведения ремонта по скважине и/или необходимости остановки скважины (для загрузки и спуска капсул на забой), в снижении эффективности в песконесущих скважинах ввиду пересыпания «зумпфа» и недолговременном сроке защиты в высокодебитных скважинах и в скважинах с малым «зумпфом».
Исходя из максимальной массы размещаемой композиции можно оценить границу применимости технологии - дебит жидкости до 240 м3/сут при обводненности продукции скважины от 15 % до 90 % [32].
Среди продуктов, имеющихся на рынке, следует указать реагент SCW4754 производства компании Baker Hughes, Captron 75W компании CHAMPION TECHNOLOGIES, реагент DEV4O008 компании ONDEO Nalco. Отечественными производителями подобные реагенты не производятся.
Технология закачивания ингибитора солеотложения через систему поддержания пластового давления (ППД) вместе с нагнетаемой в пласт водой осуществляется в течение месяца ежедневно или через день путем подачи пачек раствора объемом 3...6 м3. При последующих обработках допустимо сокращение продолжительности обработок до 15 дней в зависимости от адсорбционно-десорбционной способности ингибиторов в пласте. Последний в этом случае работает как буферная ёмкость больших
Причины возникновения пескопроявления
Одной из важных причин, снижающей эффективность эксплуатации добывающих скважин на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», является отложение неорганических солей на нефтепромысловом оборудовании.
Образование осадка происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную концентрацию. 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, испарения воды, выделения газов [22, 23].
На начало 2012 г. осложненный солеотложением фонд добывающих скважин в ООО «РН-Пурнефтегаз» составляет 22,3 % от всего действующего фонда УЭЦН, что на 101 скважину больше, по сравнению с 2007 г. (рисунок 2.3). Обусловлено это снижением забойного давления, увеличением доли свободного газа на приеме насоса и увеличением обводненности продукции скважин.
Характерной особенностью разработки основных солеотлагающих объектов ООО «РН-Пурнефтегаз» - Тарасовского (пласт БП14), Барсу ковского (пласты БС12 и ПК19-20), Комсомольского (пласты 1-ЗБП6, 1АП5, 2БП6, ПК 18, ПК 19), Ново-Пурпейского и Восточно-Янгтинского (пласты БС12, БС6, 1БС10, 2БС11), Харампурской группы (пласты 1Ю1, 2Ю1, ЗЮ1) месторождений - является интенсификация отборов пластовой жидкости, следствием которой явилось увеличение количества скважин с солепроявлением - более 300 ед. Данные объекты отличаются сложным геологическим строением с высокой степенью неоднородности. При этом породообразующая часть коллекторов в основном относится к полимиктовому типу. В продуктивных коллекторах отмечено очаговое присутствие кальцита в цементной части породы, который в дальнейшем способен обогащать водную систему солеобразующими ионами. Кроме этого на данных месторождениях существенными факторами, увеличивающими интенсивность солеобразования, являются: - одновременный прорыв подошвенной и нагнетаемой воды в ПЗП, смешение которых приводит к образованию солей, в результате чего происходит кольматация ПЗП добывающих скважин;
- высокий газовый фактор разрабатываемых залежей, что еще больше увеличивает склонность попутно добываемых вод к образованию солей, в частности кальцита, и часто приводит к перегреву насоса.
В качестве примера на рисунке 2.4 приведены образцы солей, отобранных во время подземного ремонта скважин. Губчатое строение образца на рисунке 2.4, б связано с высоким газовым фактором и является результатом образования кальцита при интенсивном процессе разгазирования добываемого флюида.
Таким образом, неуклонный рост численности скважин с отложением солей на фоне недостаточной эффективности широко применяемых способов предотвращения солеотложения (применение устьевых дозаторов, периодическое дозирование ингибиторов солеотложения) обусловливает необходимость в адаптации и внедрении альтернативных способов защиты скважинного оборудования от солеотложений. Наиболее эффективным методом предупреждения солеотложения является использование химических реагентов-ингибиторов. Исследованием эффективности ингибирования отложений кальцита СаСОз, свойственного для месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», химическими реагентами на водах различных минерализации и состава установлено, что использование максимально возможных дозировок ингибиторов экономически и технологически не оправданы. Зачастую ингибиторы солеотложения эффективно действуют при некотором пороговом значении, выше и ниже которого эффективность реагента снижается. С этих позиций целесообразно применять те реагенты, которые эффективно работают в широком диапазоне дозировок и минерализации вод.
Применяемые в настоящее время технологии предупреждения солеотложения позволяют предотвращать отложения солей в основном на приеме ЭЦН. Однако существует необходимость предотвращения солеотложения в зоне от интервала перфорации до насоса. Например, в условиях высоких газовых факторов и депрессий образование карбонатов кальция начинается уже в интервале перфорации, что особенно характерно для Харампурской группы месторождений (рисунок 2.5).
Мировой опыт борьбы с солеотложением показывает, что предотвращение этого осложнения наиболее эффективно, когда реагент - ингибитор подается до зоны начала солеобразования в скважине. При существующих условиях осложнения, когда отложение солей начинается уже в ПЗП и в интервале перфорации, наиболее целесообразно проводить подачу ингибитора непосредственно в пласт. Причем, для условий месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» данный способ ингибирования наиболее оправдан с точки зрения как экономической, так и технологической эффективности по сравнению с другими способами дозирования.
Исследование отложений неорганических солей со скважинного оборудования является неотъемлемым этапом в установлении причин солеобразования, способствуя в дальнейшем к выбору наиболее эффективного метода предотвращения солеотложения. Исследования отложений с рабочих колес УЭЦН подтверждают преобладание солевой составляющей в составе осадков (Приложение 1), в частности кальцита. В ряде проб отмечено преобладание продуктов коррозии, а также кварца. Необходимо отметить, что в большинстве проб вышеназванные компоненты присутствуют совместно.
Результаты исследования минералогии отложений указывают на идентичность солевых новообразований. Кальцитовая корка, слагающая отложения, представлена, как правило, пористыми агрегатами короткопризматических кристаллов светло-серого цвета. На внутренней стороне корки часто отмечается неравномерный налет гидроксидов железа. Такой характер отложений свидетельствует не о постепенном, а массовом зарождении солевых кристаллов, далее в результате адгезии формирующих слой отложений под действием сил инерции на рабочих органах УЭЦН.
В этой связи наличие в попутно добываемой воде ионов железа может косвенно указывать на возможность накопления соединений железа на поверхности погружного насосного оборудования. Расчеты, выполненные для вод месторождений нефти ООО «РН-Пурнефтегаз», показывают, что в соответствии с произведением растворимости (3,459х 10"1 ) содержание ионов железа в попутно добываемой воде при 25 С должно находиться на уровне 1,1... 1,2 мг/л, что хорошо согласуется с результатами анализа вод. Все остальное количество ионов железа может связаться с карбонатом кальция с образованием отложений сидерита на погружном насосном оборудовании. Причем из-за значительно более низкого значения произведения растворимости только после формирования отложений солей железа начинается формирование отложений кальцита.
Наличие в составе ряда отложений кварцевого песка указывает на разрушение скелета пластовой породы из-за повышенных депрессий в скважине. Данные частицы коллектора могут легко осаждаться на поверхности насосного оборудования в присутствии цементирующих агентов - карбоната кальция и гидрооксида железа.
Лабораторные исследования по подбору ингибитора солеотложения
Как видно, имеется максимум на обоих кривых улучшения для 10 и 5 мг/л. Максимум находится в диапазоне от 125 до 150 м3. Наличие максимума свидетельствует о том, что увеличение и снижение объема продавливания приводит к меньшему изменению защитного эффекта. Таким образом, получаем, что оптимальный защитный эффект будет наблюдаться при объеме продавливания в 125... 150 м при условии, что объем основного закачивания составляет 25 м3 10 % -ного раствора ингибитора. Таким образом, оптимальное соотношение объема основного закачивания к объему продавливания составляет 1 объем к 5...6 объемам. Таким образом, продолжительность достижения МРК составляет 163 и 264 суток (см. таблицу 3.11) соответственно для пороговых концентраций ингибитора в 10 и 5 мг/л. Причем данный вариант является оптимальным также и с точки зрения критерия цена/качество.
Влияние основного объема закачивания на продолжительность выноса ИСО до пороговой концентрации оценивалась аналогично процедуре расчета для объема продавливания.
Как и ранее, для сравнения был выбран тот же базовый вариант закачивания. Объём основного закачивания увеличивали с дискретностью 10 MJ в диапазоне от 15 до 50 м3 и с помощью программного продукта Squeeze V рассчитывали продолжительность защитного эффекта до достижения пороговой концентрации. Результаты расчетов приведены в таблице 3.12 и на рис.3.16. Таблица 3.12 - Данные о чувствительности к объёму основного закачивания
Аналогично предыдущему, видно, что с увеличением объема основной стадии закачивания время защиты увеличивается. Для определения оптимального объема основной стадии закачивания было проведена аналогичная процедура, как и при определении оптимального объема продавливания. Для анализа влияния объема основной стадии закачивания введен параметр «улучшения процесса» относительно базового варианта, который определяется по следующему уравнению:
Как видно из рисунка 3.17, на кривой имеется максимум в области 17...20м3 основной стадии закачивания на обеих кривых улучшения для концентрации ингибитора солеотложения 10 и 5 мг/л. Наличие максимума свидетельствует о том, что увеличение и снижение объема основной стадии закачивания приводит к меньшему изменению защитного эффекта. Таким образом, оптимальный защитный эффект будет иметь место при объеме основной стадии закачивания 17...20 м3 и объеме продавливания 100... 150 MJ (см. рисунок 3.15). Следовательно, также как и ранее, получаем оптимальное соотношение объемов основной стадии закачивания к объему продавливания 1:(5...6). Таким образом, продолжительность достижения МРК составляет 120 и 193 суток (см. таблицу 3.12) соответственно для пороговых концентраций ингибитора 10 и 5 мг/л.
Эти результаты показывают, что потенциальная продолжительность защитного эффекта очень чувствительна как к объёму основной стадии закачивания, так и к объёму продавливания. Из рисунка 3.17 видно, что наибольший эффект наблюдается при объеме основной стадии закачивания 17 м. Однако благоприятный эффект увеличения объёма основной стадии закачивания на увеличение продолжительности защитного эффекта должен быть сбалансирован с увеличением стоимости ингибитора. Тем не менее, поскольку основным ключевым параметром является достижение продолжительности защиты 365 сут, то необходимо принять, что объем основной стадии закачивания ИСО должен быть увеличен до соотношения ее к объему продавливания, равной 1 :(5.. .6.)
Расчет оптимальной концентрации ингибитора Влияние концентрации ингибитора на продолжительность защитного эффекта оценивалась аналогично процедуре для объёма продавливания. Целью данного расчета было определение оптимальной концентрации ингибитора в растворе. Выбран тот же базовый вариант закачивания.
В результате расчета были определены объем защищаемой воды и время достижения МРК ингибитора (таблица 3.13, рисунок 3.18).
Моделирование показало, что увеличение объема основной стадии закачивания существенно увеличивает время выноса ИСО до минимальной рабочей концентрации. Это связано, прежде всего, с большим количеством ИСО, размещаемого в пласте. Кроме того, больший объем продавливания позволяет задавливать ингибитор глубже в пласт.
По результатам проведенных исследований получен патент (патент РФ № 2484238), задачами которых являются минимизация рисков повреждения пласта за счет изменения фазовых проницаемостей и набухания глин, снижение коррозионных рисков и рисков, связанных с образованием малорастворимых продуктов взаимодействия компонентов состава с породами пласта и попутно-добываемыми водами [51]. Разработанная технология закачивания ингибирующей композиции в пласт включает в себя последовательную закачку в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости. В качестве растворителя закачивают универсальный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия при соотношении компонентов, % мае:
Как было сказано в главах 1 и 2, на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», наряду с солеотложением, отрицательно влияют на работу ГНО и снижают межремонтный период процессы пескопроявления. Применяемые технологии - фильтры (МВФ, ШУМ, ЖНШ), верхние шламоуловители и крепление ПЗП смолой «Геотерм» не дали должного результата. В связи с этим разработка и оптимизация новых направлений в решении данной проблемы особенно актуальны на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз».
Ниже рассматриваются технология крепления призабойной зоны пласта синтетической смолой ЛИНК и адаптация технологии к месторождениям ООО «РН-Пурнефтегаз» [77]. Состав представляет собой водный раствор синтетических смол, пластификатора, газообразующего и отверждающего реагентов.
Сущность технологии ЛИНК (от англ. «link» - звено, связь, соединение) состоит в частичном заполнении межзернового пространства закрепляемой породы отверждаемым раствором смолы за счет 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 и улучшает укрепляющие свойства состава за счет повышения адгезионной прочности полимерной пленки с минеральными зернами.
Подтверждением возможности использования предлагаемого способа крепления ПЗП являются данные лабораторных испытаний [59], которые проведены на насыпных моделях нефтяного пласта для ожидаемых значений пластовых температур (таблица 3.15). Моделью пласта служил металлический кернодержатель диаметром 26 мм и длиной 100 мм, заполненный дезинтегрированным песком. Оценка выноса песка проводилась на «холостом» опыте, в котором керн насыщался керосином, замерялась проницаемость и при открытом торце кернодержателя продолжался процесс фильтрации. При этом песок свободно выносился.
В дальнейшем работы проводились с закреплением керна полимерным составом. Для этого после насыщения керна водой замеряли его проницаемость, прокачивали последовательно один поровый объем 3 %-ного раствора ЛИНК-О в буферной жидкости (товарная нефть), половину порового объема полимерного состава (смеси ЛИНК-С и ЛИНК-Г в воде), один поровый объем гидрофобной жидкости (товарная нефть, дизельное топливо). Выдерживали 24 часа на реагирование и отверждение, затем снова определяли проницаемость керна и вынос песка при избыточном давлении 10 МПа, создаваемом насосом высокого давления. Во всех случаях вынос песка не
Проведение опытно-промысловых испытаний технологии крепления призабойной зоны пласта с использованием синтетической смолы ЛИНК
Как видно из приведенных данных, не по всем скважинам был достигнут эффект увеличения наработки на отказ. Таким образом, замена импортного ингибитора солеотложения на отечественный ингибитор Акватек-5 ИМ и импортного универсального растворителя на водные растворы реагентов позволили, с одной стороны, снизить расходы на обработку скважин, с другой, в связи с малой приспособленностью реагентов к технологии закачивания в пласт в ряде скважин положительный результат не был достигнут. Так, использование вместо универсального растворителя водной композиции на основе хлорида калия и Нефтенола-К может привести к таким негативным последствиям, как набухание глинистых составляющих пластов коллекторов и изменение фазовых проницаемостей по воде и нефти. По-видимому, именно это и произошло по скважине 335 Ново-Пурпейского месторождения, где после проведения закачивания ИСО в пласт продукция скважины обводнилась на 100 %.
Анализ работы обработанных скважин показал, что при применении вместо универсального растворителя водной оторочки хлорида калия и Нефтенола-К увеличивается время вывода скважины на режим на 2,1 суток, а снижение дебитов жидкости и нефти составляет 9 м/сут и 11,5 т/сут соответственно, обводненность увеличивается на 12,5 %. Такой результат связан с высокой чувствительностью пород пластов обрабатываемых скважин к введению водных растворов, влекущих за собой набухание глинистого материала породы-пласта и изменение фазовых проницаемостей по воде и нефти. В целях минимизации рисков повреждения пласта, изменения фазовых проницаемостей по нефти, приводящих к снижению добычи нефти из обработанных скважин, далее была проведена работа по подбору отечественной композиции (см. главу диссертации), имеющей сопоставимую эффективность с импортными реагентами и более низкую стоимость.
Как уже было показано в главе 3, наиболее значимым фактором в технологии закачивания в пласт является наличие у композиции оптимальных адсорбционно-десорбционных свойств, позволяющих, с одной стороны, быстро и как можно более полно адсорбироваться на поверхности пород пласта, с другой, при эксплуатации скважины медленно и более полно десорбироваться с поверхности породы пласта в попутно добываемую воду в концентрации, выше минимальной рабочей. На рисунке 4.4 приведена динамика выноса ингибиторов солеотложения, из которой видно, что отечественная композиция имеет практически идентичные адсорбционно-десорбционные свойства с импортной композицией.
Перечень скважин, обработанных в 2008 г. со сравнением наработки на отказ до и после проведения закачивания в пласт, представлен на рисунке 4.5. Необходимо отметить, что первые две скважины (693 и 695 Южного купола Харампурского месторождения) были обработаны с нарушением технологии приготовления растворов и закачивания ингибитора в пласт. Это привело к быстрому выходу из строя погружного оборудования. Поэтому в последующем анализе эти скважины не принимали участие.
В остальных скважинах после проведения закачки ИСО в пласт и запуска скважины в эксплуатацию снижения дебитов по жидкости и нефти не произошло. Это свидетельствует об отсутствии негативного влияния ингибирующей солеотложение композиции на пласт по данным скважинам.
Эффективность применения ингибиторов солеотложений в условиях комплексности отложений
По скважинам, где были отказы ГНО, проведены разборы УЭЦН на предмет засорения рабочих органов комплексными отложениями. По результатам расследований отложений не выявлено.
Результаты анализа применения технологии показали, что наиболее эффективно применение ингибитора солеотложения в скважинах, эксплуатирующих слабосцементированные объекты ПК 16-18, ПК 18, ПК 19-20 (рисунок 4.9). Так, по пластам ПК16-18, где пескопроявление наиболее интенсивно, рост средней наработки на отказ составил с 28 до 105 сут, т.е. в 3,8 раза. В среднем по всей пачке пластов ПК увеличение наработки на отказ оборудования составило 2,9 раза. Такое эффективное влияние ингибитора солеотложения на предотвращение образования комплексных осадков, по-видимому, связано с увеличением доли карбоната кальция в отложениях, процесс выпадения которого интенсифицируется при перегреве узлов УЭЦН из-за подклинивания, большого содержания газа на приеме насоса и т.д.
1. Проведены опытно-промысловые испытания следующих технологий: предупреждения солеотложения в добывающих скважинах закачиванием ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта;
2. В результате проведения опытно-промысловых работ в скважинах месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» доказана технологическая и экономическая эффективность предложенных технологий. Предложенные технологии обеспечили среднее увеличение наработки на отказ добывающих скважин в 3,2 раза и дополнительную добычу нефти в количестве 14,3 тыс. т.
3. Проведенными работами показано, что наиболее оптимальными для закачивания в пласт на осложненных солеотложением объектах ООО «РН-Пурнефтегаз» является применение отечественной ингибирующей системы Ипроден, обеспечивающей увеличение наработки на отказ и успешность обработок практически на одинаковом уровне с импортной ингибирующей системой, но при её меньшей стоимости.
4. Разработан алгоритм выбора технологии крепления ПЗП химическим методом на основе многокомпонентной синтетической смолы с обоснованием количественных показателей геолого-технических условий эксплуатации скважин (тампонажного раствора, отсутствия заколонных перетоков, толщины пласта, ее приемистости и температуры).
