Особенности разработки Узеньского месторождения

Сопоставление распределения скважин действующего нагнетательного фонда по приемистости за 2000-2001 г.г. представлено в таблице 2.15 как по месторождению в целом, так и по эксплуатационным объектам. Увеличилось количество скважин с приемистостью 100 м3/сут. и выше на 72 скважины в основном по XIII горизонту (13 скважин), по XIV горизонту (23 скважины), по XV горизонту (10 скважин) и по XVI горизонту (7 скважин). Всего 380 скважин. С приемистостью до 100 м3/сут. в фонде числилась 521 скважина, это на 145 скважин больше, чем в 2000 г. В том числе с приемистостью до 10 м3/сут. - 81 скважина (на 35 скважин больше, чем в 2000г.).

Если на 01.01.2001 год в действующем фонде числилось 2629 скважин, то на 01.01.2002 год фонд уже увеличился до 2695 скважин.

Увеличения произошло за счет ввода из бурения 38 скважин при средней обводненности 63,5% и переводе из бездействующего фонда 134 скважин при средней обводненности добываемой продукции 85%.

Бездействующий добывающий фонд уменьшился по сравнению с 2000 годом с 581 до 488 скважин, и добывающих - с523 до 356 скважин.

XIII горизонт.

С начала разработки на XIII горизонте пре6ывало 1609 скважин. По состоянию на 01.01.2001 г. на горизонте числиться 914 добывающих скважин (из них 179 совместных). Действующих добывающих скважин на горизонте - 758, бездействующих - 156 скважин, что составляет 17,1 % общего фонда (таблица 2.6).

В нагнетательном фонде числится 320 скважин, из них 200 действующих, бездействующих (120 скважин) составляет 37,5% от общего.

К категории контрольных отнесено 126 скважин. ликвидировано 247 скважин.

Действующий фонд добывающих скважин по сравнению с 1999 годом увеличился на 69 единиц. Выполнение фонда произошло за счет ввода в эксплуатацию после бурения 15 скважин, средняя обводненность продукции которых составляет 66,5 %, так и перевода из бездействующего в действующий 117 скважин (в том числе 32 скважины, работающие на совместные горизонты) при средней обводненности продукции 77%. На изменение обводненности по горизонту основные влияния оказали показатели новых скважин, а также скважины, выведенные из бездействия.

Действующий фонд нагнетательных скважин увеличился на 41 единицу, бездействующий фонд уменьшился на 43 скважины.

Закачка воды в 2000 году увеличилась на 52,3 % по сравнению с1999 годом за счет увеличения фонда нагнетательных скважин, вышедших из бездействия, хотя среднее давление нагнетания и давления в зоне отбора остались на прежнем уровне - 9,9 МПа соответственно.

Блок 6

Добывающий фонд по блоку на конец года состовляет 61 скважину, из них 13 скважин находится в бездействии. Нагнетательный фонд составил 18 скважин, в том числе 7 скважин - в бездействии.

XIV горизонт

С начала разработки на XIV горизонте пребывало 2053 скважин. По состаянию на 01.01.2001 год на горизонте числится 1199 добывающих скважин (из них 190 совместных). Действующих добывающих скважин на горизонте 972, бездействующих - 227, что состовляет 18,9 % от общего фонда (таблица 2.8.).

В нагнетательном фонде числится 448 скважин, из них 255 действующих; бездействующих - 193 скважины, что составляет 43,1% от общего фонда.

Таблица 5. Динамика средних пластовых давлений по горизонтам месторождения Узень

горизонт	Пластовое давление, атм	Годы
		1996	1997	1998	1999	2000	2001
XIII	Средневзвешенное	98,5	99,6	99,9	99,9	100	101,2
	В зоне отбора	95,3	97,2	97,7	97,3	97,3	97,3
	В зоне нагнетания	104,4	104,2	104,3	104,1	104,1	105,9
XIV	Средневзвешенное	106,4	104,5	105,7	106,3	106,4	106,6
	В зоне отбора	102,2	102,4	102,2	102	101,78	101,8
	В зоне нагнетания	112,3	109,9	111,1	111,8	110,3	110
XV	Средневзвешенное	115,3	114,6	114,8	114,2	114,7	116,2
	В зоне отбора	112,6	112,7	112,6	111,5	111,9	111,7
	В зоне нагнетания	121,6	119	120,2	118,81	118,8	120,7
XVI	Средневзвешенное	118,8	116,8	115,3	117,5	117,2	117,1
	В зоне отбора	113,5	114,2	111,3	112	112,5	112
	В зоне нагнетания	125	121,8	122,9	122,1	121,1	122,1
XVII	Средневзвешенное	116,4	117,7	116,2	116,5	117,3	117,9
	В зоне отбора	114	115,9	114,6	114,2	114,3	114,7
	В зоне нагнетания	128	122,9	121	121,5	122	121,8
XVIII	Средневзвешенное	119	116,2	123	123,2	123,8	122,4
	В зоне отбора	117,8	115,1	122,5	121,8	122,4	121,7
	В зоне нагнетания	125	120,6	125,9	128,4	128,9	125,7

Действующий фонд добывающих скважин по сравнению с 1999 годом увеличился на 69 единиц. восполнение фонда произошло за счет ввода в эксплуатацию после бурения 7 скважин, средняя обводненность продукции которых составляет 71,2 %, так и переводе из бездействующего в действующий 144 скважин (в том числе 32 скважины, работающие на совместные горизонты) при средней обводненности продукции 80%.

Действующий фонд нагнетательных скважин увеличился на 47 единиц, бездействующий фонд уменьшился на 50 скважин.

Текущая технологическая закачка воды в пласты горизонта в 2000 году (7679 тыс.м3) выросло по сравнению с 1999 годом (9866,3 тыс.м3) на 28,5 % за счет увеличения фонда нагнетательных скважин, вышедших из бездействия, хотя давление в зоне нагнетания и в зоне отбора остались на прежнем уровне - 10,6 и 10,1 МПа соответственно (таблица 2.16).

Блок 6.

Добывающий фонд по блоку 6 на конец года составляет 94 скважины, из них 22 скважины находится в бездействии (таблица 2.11.) нагнетательный фонд составил 30 скважин, в том числе 5 скважин - в бездействии.

XV горизонт.

С начала разработки на XV горизонте пребывало 795 скважин. По состоянию на 01.01.2001 год на горизонте числится 460 добывающих скважин (из них 62 совместных). Действующих добывающих скважин на горизонте 385, бездействующих - 75 скважин, что составляет 16,3% от общего фонда.

В нагнетательном фонде числится 187 скважин, из них 100 действующих, бездействующих - 75 скважин, что составляет 46,5% от общего фонда.

К категории контрольных отнесено 64 скважины, ликвидировано 84 скважины.

Действующий фонд добывающих скважин по сравнению с 1999 годом увеличился на 32 единиц. Восполнение фонда произошло за счет ввода в эксплуатации после бурения 4 скважин, средняя обводненность продукции которых состовляет 79,8 %, так и перевода из бездействующего в действующий 48 скважин (в том числе 10 скважин, работающие на совместные горизонты) при средней обводнености продукции 79,6 %.

Действующий фонд нагнетательных скважин увеличился на 18 единиц, бездействующий фонд уменьшился на 10 скважин.

Закачка воды в 2000 году увеличилась на 33% по сравнению с 1999 годом за счет увеличения нагнетательных скважин, вышедших из бездействия, хотя среднее давление в зоне нагнетания и в зоне отбора остались на прежнем уровне - 11,4 и 11,1 МПа соответственно.

Блок 6.

Добывающий фонд по блоку 6 на конец года составляет 19 скважины, из них 5 скважин находится в бездействии, нагнетательный фонд составил, в том числе 3 скважин - в бездействии.

XVI горизонт.

С начала разработки на XVI горизонте пребывало 649 скважин. По состоянию на 01.010.2001 год на горизонте числится 387 добывающих скважин (из них 53 совместных). Действующих добывающих скважин на горизонте 332, бездействующих - 55, что составляет 14,2 % от общего фонда (таблица 2.12.).

В нагнетательном фонде числится 130 скважин, из них 66 действующих; бездействующих - 64 скважины, что составляет 49,2% от общего фонда.

К категории контрольных отнесено 59 скважины, ликвидировано 73 скважины.

Действующий фонд добывающих скважин по сравнению с 1999 годом увеличился на 21 единицу. Восполнение фонда произошло за счет ввода в эксплуатации после бурения 3 скважин, средняя обводненность продукции которых состовляет 45,5 %, так и перевода из бездействующего в действующий 48 скважин (в том числе 9 скважин, работающие на совместные горизонты) при средней обводнености продукции 74,9 %.

Действующий фонд нагнетательных скважин увеличился на 16 единиц, бездействующий фонд уменьшился на 7 скважин.

Закачка воды в 2000 году увеличилась на 40,4% по сравнению с 1999 годом за счет увеличения нагнетательных скважин, вышедших из бездействия, хотя среднее давление в зоне нагнетания и в зоне отбора остались на прежнем уровне - 11,2 и 11,7 МПа соответственно.

Блок 6.

Добывающий фонд по блоку 6 на 2000 год составляет 4 скважины. Нагнетательный фонд составил 3 скважины, из них 2 скважины - в бездействии.

На рисунке 7 представлена динамика фонда 6 блока месторождения Узень с начала разработки.

2.3 Анализ темпа обводнения 6 блока месторождения Узень

Изменения обводненности добываемой продукции зависит от применения тех или иных методов повышения нефтеотдачи пласта. При упруговодонапорном режиме разработки залежи увеличение обводненности добывающей продукции зависит от регулирования системы ППД, геолого-физических свойств пород - коллекторов и физико-химического свойства добываемой нефти.

По месторождению Узень закачка воды в пласт ведется с 1967 г. с целью поддержания пластового давления. В 1967 г. объем закачки воды в пласт составил 1691 тыс.м3. в год, обводненность добываемой продукции составила 3%, к 1976 г. объем закачки воды в пласт составил 39103 тыс.м3. в год, при этом обводненность добываемой продукции составила 36% (таблица 2.1.). С 1987 года по 1999 год объем закачки резко сократился 62 - 68%.

С 1999 года в связи с увеличением закачки воды от 18221 тыс.м3. до 32119 тыс.м3. в 2001 г. увеличение обводненности добываемой продукции составило от 68,7% до 87,9%.

Для повышения нефтеотдачи пласта по месторождению осуществлялась закачка морской воды с добавлением ПАВ-типа неонол СНО-36 с композицией полиглицирина (многоатомный спирт) через БКНС.

С применением ПАВ было достигнуто повышение нефтеотдачи пластов. Из-за неоднородности нефтяного пласта и больших объемов закачиваемой воды образовались зоны высокой обводненности, и зоны низкой обводненности с дебитом жидкости 5-10м3/сут. Это возможно из-за просачивания воды по высокопроницаемым породам к добывающим скважинам.

Рост обводненности добывающих скважин приводит к следующим негативным последствиям: увеличению объемов отложений минеральных солей, которое имело место на месторождении, а также росту забойного давления. По этой причине всегда снижается депрессия, и как следствие, продуктивность скважин.

В целом по месторождению Узень в 2000 г. было закачено 25329 тыс.м3. воды, что на 28,1 % больше, чем в 1999 г. обводненность по отдельным объектам (при среднем значении по месторождению 75,3%) изменяется от - 70,9 % (XVIII горизонт) до 80,9% (XVI горизонт). Средняя обводненность продуктивных горизонтов куполов составляет Хумурунского - 72,4 %, Северо- западного - 70,4% и Парсуманского - 76,6%. По скважинам перешедшим с прошлого года средняя обводненность составила 77%, по скважинам вышедших из бездействия - 79% и по новым скважинам - 67%.

По состоянию на 01.01.2001 год с обводненность не более 50 % работали 19 % добывающих скважин, доля высоко обводненных скважин (с обводненностью 70% и более) увеличилась.

Динамика обводненности 6 блока месторождения Узень представлена на рисунке 8. По сравнению с 2000 годом обводненность на 2001 год увеличилась, если в 2000 году оно составило - 76%, а в 2001 году - 78%.

2.4 Выполнение гидродинамических исследований на месторождении Узень

Контроль за состоянием разработки на месторождении Узень ежегодно проводится комплексом различных видов исследований скважин и пластов, такие как гидродинамические, геофизические исследования скважин, а также специальные исследования добываемой нефти, и газа и воды.

Основную информацию о состоянии и призабойной зоны, получаемую по результатам исследований скважин, можно использовать для решения двух основных задач:

определение эффективности геолого-технического мероприятия на скважине;

оценкой текущего состояния системы призабойной зоны скважины.

В процессе эксплуатации происходит изменение ее характеристик, вызванные различными причинами: отложениями парафина в призабойной зоне и НКТ, накоплением воды на забое скважины.

Контролирование состояния скважины и диагностирование возможных причин снижения ее продуктивных характеристик на основе результатов исследований позволяют своевременно и целенаправленно проводить необходимые геолого-технические мероприятия.

Для решения этих задач применяют комплекс методов исследования скважин: гидродинамических, промыслово-геофизических и определение профиля притока.

Гидродинамические исследования скважин служат для получения информации о параметрах пласта (призабойной зоны).

По месторождению Узень проводятся следующие виды гидродинамических исследований для контроля за разработкой: измерение забойных и пластовых давлений, определение динамических уровней в скважинах, оборудованных глубинными штанговыми насосами; определение коэффициента приемистости нагнетательных скважин, динамографирования работ глубинно-насосных скважин.

Динамографирование ШГНУ- важнейший источник информации о работе штангового насоса, колонны штанг, состоянии забора скважин.

Динамограмма представляет собой график зависимости нагрузки в точке подвеса штанг от длины хода полированного штока (верхней штанги).

Обработка динамограммы дает возможность определить количественные и качественные показатели работы ШГНУ: нагрузки и напряжения в полированном штоке, длину хода плунжера и полированного штока, коэффициент наполнения насоса, гермитичность приемной и нагнетательной части насоса, влияния газа, наличие утечек в НКТ, отвороты и обрывы штанг.

Основной фонд добывающих скважин на месторождении - скважины, оборудованные глубинными насосами - 99,1%.

По динамограмме работы ШГН также определяют динамический уровень и забойное давление у приема насоса, пластовое давление с остановкой ШГН.

Динамограф ГДМ-3 является в настоящий момент единственным прибором , контролирующим работу скважинного насоса на месторождении Узень.

При анализе выполнения плана-графика исследовательских работ за отчетный период отметить, что план по количеству замеров таких видов исследования как определение динамического уровня в глубинно-насосных скважинах, снятие динамограммы - выполняется. В то время, как по количеству скважин, т.е. охват исследованиями, наблюдается невыполнение по всем видам, за исключением снятия динамограммы и измерения пластовых давлений глубинными манометрами при подземном ремонте скважин. невыполнение коэффициента охвата по определению динамического уровня (91%)связано с неисправностью состояния работы подземного оборудования. Причиной невыполнения плана по количеству замеров и охвата исследований по определению статического уровня в скважинах оборудованных ШГН, является ограничения остановки необходимого количества скважин, в связи с возникшим критическим состоянием выполнения плана.

В 2000 году исследовано 2606 скважин, по которым получено 37351 замера и средняя частота составляет 14,3 на одну скважину в год. В 2000 г. расчетным путем определены 533 статических и 18027 - динамических уровней. Выполнение замеры статического уровня составляют 34% от плана, причинами основания которого являются ограничение остановки необходимого количества скважин в связи с возникшим критическим состоянием выполнения плана по добыче нефти.

ГДМ-3 при исследовании работы скважины применяются с начала разработки, она является механически устаревшим, что приводит к искажению результатов исследования ШГН. В связи с этим необходимо приобретение передовой техники исследования скважин для более уточненного получения параметра исследования и работы скважин.

Глубинные манометры типа МГН-2 с пределом измерения -100; 160 кгс/см3 применяются при подземном ремонте глубинно-насосных скважин для измерения пластового давления по продуктивным горизонтам месторождения Узень.

В 2000году при ПРС по 1991 скважине проведено 2223 замера пластового давления.

Таблица 6. Выполнение плана гидродинамических исследований месторождения Узень на 01.01.02 г.

Вид исследований	годы	План	Факт
		Колич скв	Колич зам	Колич скв	Колич зам	% вып	Коэфф охват
Добывающий фонд.
Замер Р пл фонтан. Скв	2001	27	112	5	46	41	18
Замер Р заб фонтан скв	2001	27	112	21	100	89	77
Глубинонасоные скважины
Сняти диаграммы	1997	1990	23160	2106	25446	109	100
	1998	2084	28144	2078	28995	103	103
	1999	2035	26208	2189	31525	120	91
	2000	2520	30332	2606	37351	123	100
	2001	2617	33363	2695	39051	116	102
Определение динамического уровня (Р заб)	1997	1930	7720	2033	15898	205	96
	1998	2084	8558	1724	14541	169	86
	1999	2035	8140	1946	15011	184	81
	2000	2532	9294	2421	18027	193	84
	2001	2655	11329	2418	20869	184	91
Определение статистического уровня	1997	340	680	332	384	56	15
	1998	945	1890	674	749	39	33
	1999	1221	1502	320	320	21	13
	2000	1223	1565	480	533	56	33
	2001	685	1660	617	10099	66	90
Замер Р пл при ПРС	1997	1930	1930	1648	1837	95	78
	1998	1930	1930	1304	1322	68	65
	1999	1454	1902	1346	1346	70	56
	2000	1780	1852	1991	2223	120	76
	2001	1443	1551	1538	1725	111	106
Замер Р пл по опор скв	2001	619	665	558	593	89	90
Отбивка забоя при ПРС	1997	2010	2923	3097	4129	141	147
	1998	2084	4016	2047	4921	122	102
	1999	1844	4520	2187	5041	111	91
	2000	2350	4968	2442	5497	110	93
	2001	2664	5145	2613	5894	114	98
Замер Р пл с эхолотом «Микон»	2001	153	235	66	66	28	43
Нагнетательный фонд
Замер приемистости скважины	1997	569	6958	579	6377	91	107
	1998	1171	10876	589	10780	99	130
	1999	522	7420	522	8844	119	107
	2000	566	6792	622	8334	122	96
	2001	741	8364	825	11872	141	111
Замер УКВД скважины	1997	34	34	18	18	52	3
	1998	130	13	13	13	1	2
	1999	183	183	145	145	79	29
	2000	196	196	169	281	143	43
	2001	266	282	286	329	116	107
Замер устьевого давление	1997	569	6958	751	5666	81	138
	1998	585	10876	558	7034	64	124
	1999	522	4720	522	6868	92	107
	2000	556	6572	585	7179	109	90
	2001	741	8364	872	11394	136	117
Замер Р пл	1997	337	4416	283	3992	90	52
	1998	557	1189	549	966	81	122
	1999	522	1044	541	805	77	11
	2000	466	836	635	845	101	98
	2001	741	1321	741	1469	141	100
Отбивка забоя	1997	337	4416	283	3992	90	52
	1998	616	432	256	380	87	56
	1999	363	576	260	540	93	53
	2000	482	988	643	1145	115	99
	2001	711	1059	943	1489	140	132
Замер Р пл контрольных скважин	1997	-	272	-	114	41	91
	1998	214	428	62	81	18	116
	1999	88	180	37	89	49	58
	2000	189	352	119	310	88	127
	2001	225	487	174	435	89	77
Отбивка забоя	2001	225	487	174	404	82	77
Водозаборные скважины
Замер Р пл	2001	3	20	4	22	110	133
Определение Н дин	2001	3	40	4	40	100	133

Одним из основных параметров, характеризующих работу нагнетательных скважин, является объем среднесуточной закачки.

Замер объема среднесуточной закачки измеряется американским прибором «Transport» фирмы «Panametiks».

2.5 Применяемые методы обработки призабойной зоны на месторождении Узень

Снижение продуктивности скважин происходит в процессе бурения, в результате проникновения фильтрата глинистого раствора или самого глинистого раствора в призабойную зону пласта. Для повышения производительности скважин на месторождении необходимо применять различные способы воздействия на призабойную зону пласта.

Для восстановления и увеличения проницаемости призабойной зоны, пласта проводят геолого-технические мероприятия. Для восстановления естественной проницаемости производят обработку призабойной зоны, удаление отложений солей и удаление асфальто-смолистых парафиновых отложений.

Из-за сложности разработки месторождения Узень с начала разработки ведется химизация технологических процессов добычи.

С начала разработки месторождения Узень при эксплуатации нефтяных скважин проницаемость пород в призабойной зоне ухудшается из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми веществами.

Основной проблемой на месторождении Узень являются отложения парафин на подземном оборудовании, т.е. пропуск клапанов, пропуск нагнетательных клапанов, пропуск приемных клапанов.

Застывание нефти вызывается выделением кристаллов парафина. Наличие асфальтно-смолистых веществ и парафина даже в небольших количествах, особенно в присутствии водной фазы, приводит к резкому снижению текучести нефти.

По данным промысловых и геофизических исследовании значения величин температуры насыщения пластовых нефтей парафином, которые совпадают в присводовых зонах залежей. Наряду с этим из ранее проведенных исследований, известно, что вытеснение нефти в высокопроницаемых зонах составляет 60-70% и до 30-40% в низкопроницаемых. На данном этапе вытеснения нефти составляет до 50% в продуктивных высокопроницаемых пластах, и 20-30% в слабопроницаемых зонах. По мере эксплуатации месторождения выявлено, что с каждым годом снижается проницаемость породы. Причины, которые могут быть отложения твердых компонентов, а также образования кристаллов солей.

В связи с этим, для восстановления продуктивности нефтяных скважин и обеспечения одновременного удаления асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) и отложения солей из призабойной зоны пласта производят обработку такими растворителями: водно-углеводородная эмульсия (ВУВЭ), эмульсия комплексного воздействия (ЭКВ), соляно кислотная обработка (HCI), обработка горячей нефтью.

При тепловом воздействии на призабойную зону скважин способом циркуляции горячей нефтью выявлено, что средняя продолжительность эффекта составляет 15-25 дней.

По результатам проведенного анализа выявлено что, при обработке призабойной зоны показывают положительные результаты обработка горячей нефтью, ЭКВ, ВУВЭ.

Поддержание пластового давления производится закачкой морской воды. Неподготовленная закачка при транспортировке и подготовке нефти. Это образование сероводорода, СВБ и высокая минерализация солей попутно-добываемой воды. Для борьбы с этими осложнениями применяются бактерициды и ингибиторы корозии СНПХ иностранного производства.

Для борьбы с отложениями солей на перфорационных отверстиях призабойной зоны пласта скважин применялись удалители солеотложений типа СНПХ- 5301, ПАВ-13, соляно кислотная обработка; с отложениями солей на коммуникациях нефтесбора применялись ингибиторы солеотложений модифицированного типа СНПХ.

Для подавления СВБ и коррозийной защиты были проведены успешные лабораторные испытания и промышленные внедрения бактерицида «Додиген W 180-2», составлена технологическая инструкция применения, ведется обработка и анализ бактерицида индивидуально в скважины по нагнетательным рядам и по очагам сероводородного заражения НГДУ-1,2.

По защите нефтепромыслового оборудования возобновлена ингибиторная защита после промыслового испытания «Додискейл V-2870K» через БР и УДЭ и разработана инструкция применения.

Анализ внедрения ингибитора солеотложения «Додискейл V-2870K» показал, что внедрения интенсивность отложения минеральных солей на стенках оборудования и узлах учета составила 4,5 мм за 15 дней после внедрения ингибитора, при вскрытии обнаружено отсутствие отложения солей.

Борьба с отложениями парафина ведется ингибитором «Диспорсоген V4551» путем ингибирования через УДЭ и капельницы согласно разработанной технологии.

При нормальном подборе и обработке скважины ингибитором парафиноотложения «Диспорсоген V4551» достигнуто увеличение межочистного периода.

При выборе вида обработок необходимо произвести лабораторные исследования состава нефтяной эмульсии.

Обработка призабойной зоны пласта ведется по разработанной технологии, по направлениям;

обработка скважин углеводородами растворителями (УВС-углеводородами смесь) при отложениях АСПО в призабойной зоне пласта и подземном оборудовании;

ВУВЭ (водоуглеводородная эмульсия) при отложениях АСПО и солей;

ЭКВ (эмульсия комплексного воздействия) +HCI, со скважины с АСПО и минеральных солей в призабойной зоне пласта скважин;

Обработка вязкоупругим составом (ВУС) по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, ограничению водопритока в добывающих скважинах;

Соляно-кислотная обработка нагнетательных скважин с целью увеличения приемистости, по добывающим скважинам - увеличения притока жидкости.

В целом в 2000 году защита скважин и коммуникации нефтедобычи

осуществлялась максимальным охватом объектов солепарафиноотложения по имеющимся в наличии оборудованиям.

Эффективность обработки призабойной зоны против солеотложений и АСПО на месторождении Узень применялись различные растворители типа УВС, ВУВЭ, ЭКВ+HCI с подходом и без подхода бригад ПРС. Наиболее эффективными являются ЭКВ и ВУВЭ, но для достижения максимального эффекта от обработок необходимо улучшение качества приготовления эмульсий.

2.6 Образование парафинистых и асфальтосмолистых отложений

Вероятность возникновения парафинистых и асфальтосмолистых отложений в системе продуктивный пласт - нефтепромысловое оборудование - магистральный трубопровод.

Процессы выпадения асфальтосмолистых веществ и парафина (АСПО) с образованием отложений на стенках пор продуктивного пласта возможны лишь при нарушении фазового равновесия нефти в пластовых условиях.

Учитывая незначительные скорости движения нефти в капиллярных каналах пласта, а также постоянство пластовой температуры на значительном расстоянии от призабойной зоны и лишь небольшое ее снижение в процессе интенсивной разработки залежи, можно утверждать, что для большинства месторождений в пласте могут поддерживаться необходимые условия для удержания парафина, смол и асфальтенов в растворенном состоянии. В то же время, при разработке месторождений высокопарафинистых нефтей с применением внутриконтурного заводнения холодной водой и месторождений вязких высокосмолистых нефтей с большим содержанием асфальтенов с применением для вытеснения нефти сжатых и сжиженных углеводородных газов возможно создание условий для выпадения в пласте АСПО. Аналогичные условия создаться в пластах, которые находятся близко к поверхности или имеют низкую температуру. Выпадение в пласте АСПО приводит к частичной закупорке пор и ухудшению условий фильтрации нефти к забою скважин.

Вероятность образования АСПО в призабойной зоне значительно выше. В основном, это объясняется тем, что при дренировании залежи в призабойной зоне могут быть созданы значительные перепады давлений, которые приведут к снижению забойной температуры вследствии эффекта Джоуля-Томсона, в результате чего становится возможным выпадение и отложение в порах АСПО. Кроме того, мероприятия по увеличению притока жидкости к забою скважины (гидроразрыв, кислотные обработки, прогревы) также иногда приводят выпадению твердой фазы из нефти и образованию в порах пласта призабойной зоны АСПО [2].

Но 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, на чем мы остановимся ниже.

При перекачке нефтей по магистральным нефтепроводам также происходит образование АСПО, приводящее к снижению пропускной способности и увеличению себестоимости перекачки.

Состав и классификация АСПО.

Как правило, АСПО представляет собой очень сложную систему, состоящую из высокомолекулярных парафиновых углеводородов, смолистых соединений и асфальтенов. Кроме того, в состав этих отложений входит пластовая вода, нефть, механические частицы породы и продуктов коррозии.

В общем случае состав и свойства АСПО зависят от геологических, геотехнических, термобарических и гидромеханических факторов, свойств пластовых флюидов и условий разработки. Можно выделить три вида отложений: с преобладанием неорганических веществ, с приблизительно равным содержанием органических и неорганических компонентов, с преобладанием органических веществ. Отдельно можно выделить данные осадки в резервуарах для нефти и в системах водоподготовки, представляющие коагели различных составов и свойств.

С позиции коллоидной химии АСПО из-за большой вязкости системы можно рассматривать при обычных температурах как концентрированные суспензии кристаллов парафина, грубодисперсных минеральных примесей и асфальтенов коллоидной степени дисперсности в маслах и смолах, имеющих в объеме консистенцию твердых аморфных тел.

Поскольку образование АСПО происходит путем адсорбции, кристаллизации, коагуляции и ряда других явлений, еще не установленных наукой, даже близкие по характеристикам нефти могут значительно различаться по составу АСПО.

Пренебрегать содержанием механических частиц совершенно недопустимо, так как они оказывают не только абразивное воздействие на покрытия, но и являются дополнительными центрами зарождения парафина, а также активно адсорбируют ПАВ, входящие в ингибирующие композиции, что ведет к необходимости увеличения удельного расхода ингибиторов АСПО. По адсорбционной способности механические примеси можно расположить в ряд по убыванию: глины, полуторные оксиды железа, сульфаты, карбонаты щелочноземельных металлов, сульфиды железа.

В основу классификации АСПО положено соотношения неполярных и полярных компонентов в отложениях. Растворимость отложений и растворяющая способность применяемых реагентов зависят от содержания и соотношения асфальтосмолистых и парафинистых веществ. В зависимости от соотношения содержания парафинов (П) к сумме содержания смол и асфальтенов (С+А) АСПО можно разделить на три основных типа : асфальтеновый - П/(С+А) 1 парафиновый - П/(С+А) 1 смешанный - П/(С+А) 1. В зависимости от количества минеральных примесей в АСПО каждый тип отложений разделяют на три вида: с малым, средним, и повышенным содержанием минеральных примесей.

Таблица 7. Подразделение АСПО на виды в зависимости от количества минеральных примесей

Тип АСПО	П/(С+А)	Вид	Содержание минеральных примесей, % мас.
Асфальтеновый - А	1	А1	0.0 - 0.2
		А2	0.2 - 0.5
		А3	0.5
Смешанный - С	1	С1	0.0 - 0.2
		С2	0.2 - 0.5
		С3	0.5
Парафиновый - П	1	П1	0.0 - 0.2
		П2	0.2 - 0.5
		П3	0.5

Зная тип вид АСПО, можно, исходя из общей теории растворимости, заранее определить эффективные удалители из имеющегося ассортимента. Например, для АСПО типа А нефтяной сольвент или удалитель СНПХ- 7р-2 предпочтительнее, чем удалитель СНПХ-7р-1, так как первые два реагента богаче ароматическими соединениями, в которых асфальтены растворяются легче, чем в алиоратических углеводородах. Для АСПО типа П достаточно использовать гексановую фракцию, низко октановые бензины, керосин или реагент СНПХ-7р-1. При введении в состав удалителей ПАВ необходимо учитывать, что для АСПО типа П активное начало композиции должно обладать высокими смачивающими свойствами, а для АСПО типа А - пептизирующими и дефлокулирующими свойствами. Наличие механических примесей предъявляет требования к ПАВ с точки зрения активности и смачивающей способности.

Причина образования АСПО и влияние на них технологических параметров нефтедобычи

Анализ распределения давления, температуры и АСПО в нефтепромысловом оборудовании показал, что зона начала 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 оборудования первых отложений оказывает температура. Наиболее интенсивное накопление отложений в выкидных линиях наблюдается в осенне-зимний период, т. е. при низких температурах окружающей среды. При этом установлено, что профиль трассы на характер распределения отложений по длине трубопровода влияния не оказывает. По сечению трубопровода отложения в однофазном потоке распределяются равномерно.

С понижением температуры нефти (по отношению к температуре начала кристаллизации) интенсивность отложений увеличивается. Скорость роста отложений (количество парафина отлагающегося в единицу времени) 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 или постоянной разности температур стенки и потока количество отложений сначала растет и достигает максимума при определенной температуре, а затем резко уменьшается. Причем образование отложений всегда начинается при температуре, значительно выше температуры начала кристаллизации парафина. Но зона максимума всегда соответствовала температуре начала массовой кристаллизации.

Большое влияние на интенсивность накопления отложений оказывает дебит скважины. Согласно данным большинства исследований, с повышением дебита протяженность зоны и интенсивность образования АСПО в выкидных линиях возрастает, а степень парафинизации подъемных труб снижается. Такой характер перераспределения отложений объясняется тем, что с ростом дебита повышается температура, изменяется газонасыщенность, повышается воздействия потока на отложения. И, по-видимому, в результате этого зона интенсивного накопления 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, приводящих к образованию неровностей и шероховатостей.

Таким образом, может быть сделан вывод, что процесс накопления АСПО на стенках подъемных труб и выкидных линиях протекает, в основном, за счет осаждения частиц находящихся в потоке во взвешенном состоянии. В изучении механизма процесса накопления такой вывод имеет важное практическое значение. Однако единого мнения по этому вопросу нет до сих пор. Многие считают, что накопление отложений идет за счет кристаллизации непосредственно на стенке.

С подъемом к устью толщина отложений на лифтовых трубах увеличивается, а содержание в них парафина возрастает. Наибольшее количество парафина отмечается в зоне максимальных отложений. Аналогичная связь состава с толщиной отложений наблюдается и в выкидных линиях.

Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающем 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 удерживаются кристаллы во взвешенном состоянии, а также возрастает возможность смыва накопившихся отложений. Гораздо более сложно влияние степени обводненности продукции скважин на интенсивность образования АСПО. Для отложений типа П установлено, что с ростом обводненности продукции скважин интенсивность образования АСПО уменьшается. Это связано с увеличением теплосодержания восходящего потока и гидрофилизацией внутренней поверхности насосно-компрессорных труб. Однако увеличение обводненности ведет к образованию эмульсии типа в/н. Увеличение степени дисперсности воды и процентного содержания дисперсной фазы в продукции обводненных скважин способствует росту АСПО на оборудовании. Например, двух кратное увеличение содержания воды в эмульсии в интервале 28-60 % приводит к росту интенсивности образования АСПО порядка в 1.6 раза.

После инверсии системы, т. е. когда вода станет дисперсной фазой, с увеличением содержания воды в эмульсии интенсивность образования АСПО уменьшается и сходит на нет. Именно поэтому на образование АСПО и оказывают ингибирующее влияние деэмульгаторы (сепарол, прохинор и др.). При этом на поверхности труб возникает тонкая пленка воды, которая приводит к разрушению бронирующих оболочек при их контакте с пристенным слоем и нивелированию микро неровностей поверхности металла. Этим обеспечивается низкий уровень адгезии АСПО с металлической поверхностью.

На интенсивность накопления АСПО на стенках трубопроводов оказывает большое влияние материал стенок. При прочих равных условиях интенсивность парафинизации поверхности различных материалов от степени их полярности. Слабой сцепляемостью с парафином обладают материалы с высокой полярностью. Высокое же качество обработки поверхности стальных труб не является препятствием для их запарафинирования. Влияние качества обработки стальных поверхностей сказывается только на начальной стадии парафинизации.

При исследовании роли высокомолекулярных составляющих нефти на процесс формирования отложений установлено, что смолы самостоятельной роли не играют. Асфальтены способны выпадать из раствора и самостоятельно участвовать в формировании твердых осадков. В присутствии смол этот процесс усиливается. Смолы и асфальтены адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и их зародышей. Это приводит к снижению межфазного поверхностного потенциала, повышению числа центров кристаллизации и жизнеспособности зародышей. В результате размеры равновесных зародышей уменьшаются, и число мелких кристаллов увеличивается. В условиях нефтепромыслов процесс отложения АСПО, как правило, начинается и заканчивается в подъемных трубах. При перекачке нефтей по магистральным нефтепроводам во многих случаях процесс интенсивного образования АСПО возобновляется. Основная причина, видимо, заключается в том, что в процессе подготовки к транспортированию (при обезвоживании и обессоливании) нефть вновь нагревается, а затем закачивается в нефтепровод, как правило, с температурой, значительно превышающей температуру окружающей среды. В результате создаются условия для повторения процесса охлаждения нефти в трубопроводах и выделения из нее АСПО.

В магистральных трубопроводах АСПО вдоль трассы распределяется неравномерно. По мере удаления от головных сооружений вдоль потока количество отложений возрастает, достигая максимума, а затем, постепенно уменьшается, причем с течением времени происходит некоторое перераспределение отложений по длине. Зона максимальных отложений несколько смещается к концу трубопровода.

Характер распределения отложений по длине трубопровоба, а главное, закономерность изменения их количества, состава и свойств говорят о наибольшей вероятности, в данном случае, образования парафинистых отложений вследствие возникновения и роста АСПО непосредственно на стенках труб. Кристаллы, которые формируются в потоке, обладают, по-видимому, весьма ограниченной способностью закрепляться на стенках труб.

Наличие зоны максимальных отложений, прежде всего, связано с определенным фракционным составом парафинов по температуре кристаллизации и перехода в твердое состояние. Характер распределения отложений по длине трубопровода указывает так же на то, что зависимость выпадающего парафина от температуры не является линейной.

Прогнозирование образования АСПО.

К настоящему времени удалось разработать немало математических зависимостей, связывающих интенсивность образования АСПО с целым рядом параметров разработки и технологии добычи нефти. В качестве примера рассмотрим ряд зависимостей, позволяющих связать интенсивность образования АСПО с дебитом и обводненностью продукции скважин. В основе такой связи лежит уравнение:

, (2.1)

где V -- скорость процесса образования АСПО в подъемных трубах, мм/сутки; Qн -- дебит нефти, т/сутки; и - эмпирические коэффициенты.

В уравнении (2.1) второй сомножитель учитывает усиление процесса отложения АСПО при увеличении добычи нефти за счет ускорения тепломассообмена на границе раздела поток жидкости -- стенка, третий сомножитель характеризует уменьшение срыва образующихся отложений под влиянием скоростного напора. Если продукция скважины представляет собой водонефтяную эмульсию, уравнение (2.1) приобретает вид:

, (2.2)

или в логарифмической форме:

, (2.3)

где Qж - дебит скважины по жидкости, т/сутки; W -- обводненность нефти, %. В уравнениях (2.2) и (2.3) последний член учитывает изменение характера смачивания стенки при изменении обводненности добываемой нефти. Для 9<Qж<69 т/сутки; 1<Qж<36 т/сутки и 11%<W<96% получены следующие значения для констант: =0,05477, = 1,5820, =0,06554 и = -- 0,4017. Если принять, что профилактическая обработка скважины становится необходимой при уменьшении проходного сечения примерно в два раза, то с помощью формул (2.1) и (2.2) можно ориентировочно оценить межочистные периоды работы. Другим примером прогнозирования количества АСПО, отлагающихся в глубинно-насосном оборудовании, может служить способ, основанный на фиксировании изменений нагрузок на головку балансира при эксплуатации штанговой глубинно-насосной установк. Нагрузки, действующие при работе штангового глубинного насоса в точке подвески насосных штанг, состоят из статических вибраций (зависящих от массы насосных штанг и жидкости), динамических (которые вызываются силами инерции движущихся масс насосных штанг), а также вибраций штанги и сил трения в плунжерой паре (насосных штанг о трубы и жидкость, насосных штанг об АСПО). Нагрузки на штанги действуют одновременно. Их можно рассчитать либо по нижеследующим формулам, либо непосредственно измерить динамографами. Если глубина спуска насосов не превышает величины порядка 1200 м, а число качаний не превышает 10 в минуту, то штанговые колонны работают в статическом режиме. Следовательно, нагрузки на полированный шток с учетом динамического уровня, давления на устье скважины и сил трения можно определить по формулам:

, (2.4)

, (2.5)

где Рж - масса столба жидкости над плунжером; Ршт - масса штанг в воздухе; b - коэффициент потери массы штанг; m - фактор динамичности; Рж - уменьшение Рmax за счет массы жидкости в затрубном пространстве; Ру - нагрузка на полированный шток за счет устьевого давления. Силы трения не учитываются из-за их малой величины.

После эксплуатации скважин в течение 10 -- 15 суток начинают повышаться максимальные и уменьшаться минимальныее нагрузки. Это связано с увеличением сил трения штанг о вязкопластичную массу АСПО. Вышеприведенные формулы (2.4) и (2.5) с учетом сил трения примут вид:

, (2.6)

, (2.7)

где Кmax и Кmin - коэффициенты трения;

- масса штока с накопленными АСПО.

Из уравнений (2.6) и (2.7) легко определить коэффициенты трения:

месторождение пластовый дегазированный

, (2.8)

, (2.9)

Методы борьбы с парафинистыми и асфальтосмолистыми отложениями.

Борьба с АСПО в настоящее время ведется по двум направлениям: во-первых, это меры, направленные на предупреждение образования отложений, во-вторых, это мероприятия по удалению отложений.

И хотя ясно, что первое направление обладает большими преимуществами, удельный вес второго направления еще долгие годы будет значителен, так как применение первого метода возможно только после очистки защищаемой поверхности от АСПО; а так же потому, что из-за различных составов нефтей, геофизических условий месторождений и способов эксплуатации скважин невозможно универсальный состав ингибитора для всех регионов, в то время растворители обладают гораздо более широким диапазоном действия. И, наконец, удалители могут применяться там, где ингибиторы вообще не могут найти практического применения (промывка выкидных линий, нефтяных...