Повышение эффективности эксплуатации скважин в условиях солеотложения и выноса механических примесей : на примере ООО "РН-Пурнефтегаз"

• Автор: Ягудин, Радик Аслямович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 148 с. : ил.

Введение

СОДЕРЖАНИЕ

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

1.1. Анализ зарубежного и отечественного опыта по предупреждению солеотложения

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

Выводы по главе

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

2.1. Причины возникновения солеотложения

2.2. Причины возникновения пескопроявления

Выводы по главе
Глава 3. Лабораторные и теоретические исследования по совершенствованию технологий предотвращения солеотложения и пескопроявления при эксплуатации скважин с УЭЦН на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз»
3.1. Лабораторные исследования по совершенствованию технологии закачивания ингибитора солеотложения в пласт
3.1.1. Лабораторные исследования по подбору универсального растворителя
3.1.2. Лабораторные исследования по подбору ингибитора солеотложения
3.1.3. Лабораторные исследования влияния водных ингибирующих растворов на набухаемость пород пласта и способы ее снижения
3.2. Определение адсорбционно-десорбционных характеристик ингибитора солеотложения Ипроден С
3.3. Исследования по оптимизации технологии закачивания ингибиторов в пласт. Разработка алгоритма
3.4. Оптимизация (адаптация) технологии крепления призабойной зоны пласта синтетической смолой ЛИНК для геологических условий ООО «РН-Пурнефтегаз»

3.5. Исследования по подбору и обоснованию применения ингибиторов солеотложения при засорении рабочих органов глубинно-насосного оборудования комплексными отложениями
Выводы по главе
Глава 4. Промысловые исследования по совершенствованию и внедрению предложенных технологий предупреждения солеотложения и пескопроявления
4.1. Проведение опытно-промысловых испытаний технологии предупреждения солеотложения в добывающих скважинах путем закачивания ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта
4.2. Проведение опытно-промысловых испытаний технологии крепления призабойной зоны пласта с использованием синтетической смолы ЛИНК
4.3. Проведение опытно-промысловых испытаний технологии постоянного дозирования ингибитора солеотложения в скважинах с комплексными отложениями
Выводы по главе
Основные выводы
Список использованной литературы
Приложения
Приложение 1 Анализ отложение с рабочих колес УЭЦН месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз»
Приложение 2 Данные по скважинам месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» за 2008-2009 гг., эксплуатация которых осложнена пескопроявлением
Приложение 3 Краткая пояснительная записка к расчету техникоэкономической эффективности проекта на 01.03.2009 г
Приложение 4 Расчет экономической эффективности от дозирования ингибитора солеотложения в затруб на скважинах, осложненных выносом песка
Приложение 5 Экономический эффект от крепления призабойной зоны пласта

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.

скважинам составили 169 т/сут. Таким образом, проведенные работы позволили частично снизить КВЧ в добываемом флюиде, но не решили проблему выноса песка из ПЗП.
К физико-химическим относятся методы, осуществляющиеся путем закачивания крупнозернистого песка или цементно-песчаной смеси в пласт при давлении гидроразрыва пласта; методы закрепления пород путем коксования нефти в призабойной зоне пласта, обработки призабойной зоны химреагентами с последующей термической обработкой, использования гидроразрыва пласта с последующим закреплением. Эти методы особенно эффективны при добыче тяжелых, высоковязких нефтей.
В работе [65] для восстановления работы скважин, осложненных выносом песка, в НГДУ «Хадыженнефть» крепление призабойной зоны осуществляли путем закачивания крупнозернистого песка или цементно-песчаной смеси в пласт при давлении гидроразрыва пласта. В каждую скважину за одну операцию закачивали 8... 10 т крупнозернистого песка (размер фракции
1.2...2.0 мм). В качестве жидкости-носителя использовали нефть вязкостью
80... 120 мПа-с. Проведение этого мероприятия уменьшило частоту образования песчаных пробок в 3...4 раза. Кроме того, увеличился межремонтный период эксплуатации скважин от 35...40 дней до 3...4 месяцев. Крепление призабойной зоны пласта проводили и путем закачивания в нее цементно-песчаных смесей на воде в соотношении количества цемента и песка 1:2. Однако эти мероприятия оказались низкоэффективными.
В работе [93] описано применение проппанта с полимерным покрытием для снижения выноса песка из пласта. Работы проводились в 3 скважинах месторождения Прадхо-Бэй со следующими условиями: пластовые
температуры от 26 °С до 43 °С, проницаемость пластов от 0,08 до 0,70 мкм2, нефть высоковязкая, плотность её 920...950 кг/м3. При низких температурах в качестве реагента-отвердителя использовались материалы, несовместимые с боратными сшивателями для жидкости гидроразрыва, одним из них являлась оксиэтилцеллюлоза. Две из трех обработок были успешными. После