УДК 622.276.72(470.41)+622.276.57 © Коллектив авторов, 1998
Ш.Ф.Тахаутдинов, Е.П. Жеребцов, А.Н. Авраменко, Р.Н.Ахметвалеев (ОАО "Татнефть"), И.Г.Юсупов, Р.Р.Ибатуллин, Б.Е. Доброскок (ТатНИПИнефть)
Техника и технология добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений
Sh.F.Tahautdinov, E.P.Jerebtsov,A.N.Avramenko, R.N.Ahmetvaleev (JSC "Tatneft"), I.G.Iusupov, R.R.Ibatullin, B.E.Dobroskok (TatNIPIneft)
Techique and technology of oil production in complex conditions of the late stage of the oil field development
Reviewed are two groups of problems and methods for their solution, which are common for the late stage of development, which are connected with wax precipitation elimination and peculiarities of producing low rates low profitable well stock, accordingly. Diagram is presented, illustrating the scope of basic dewaxing methods implementation in JSC "Tatneft". New technological solution is proposed, providing for fluid withdrawal from the group of wells through one well, into the annulus of which production from other wells is coming by overflow. Reviewed is a ntq technical solution on controlling the work of pumping unit through electric power supply lines, which is applied, for the first time in the world, in JSC "Tatneft".
оздняя стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений Татарстана обусловила необходимость особого подхода к технике и технологии добычи нефти для решения старых и новых проблем.
Нами рассмотрены две группы проблем и методов их решений, характерных для поздней стадии разработки. Проблемы первой группы связаны с характеристиками добываемых флюидов и термобарическими условиями в скважинах, второй - с особенностями эксплуатации низкоде-битного, малорентабельного фонда скважин.
Для первой группы одна из таких проблем, как предотвращение отложений парафина, казалось бы в связи с увеличением обводненности скважин должна решаться проще. Однако из-за значительного изменения в процессе разработки состава и структуры асфальтосмоло-парафиновых отложений (АСПО) это сделать достаточно сложно.
Компонентный состав имеющихся в настоящее время АСПО характеризуется резким увеличением содержания смоли-сто-асфальтеновых составляющих, прочности и различается не только по площадям месторождения, но даже по месту его выпадения в подъемнике одной сква-
жины. Количество асфальтенов увеличилось от 7,5 - 37,0% в 60-70-х годах до 17,5-63% в 90-х годах, смол - соответственно от 9,0 - 36,0 до 48%. Количество парафина уменьшилось соответственно с
25 - 67,5 до 9,7 - 39,5%.
Механизм образования АСПО в условиях высокой обводненности представляется следующим образом.
При обводненности продукции более 80-85% нефть в виде отдельного компонента всплывает в воде, заполняющей полость подъемных труб. Поскольку поверхности НКТ и штанг, как правило, гидрофобны (лучше смачиваются нефтью), нефть обволакивает металлическую поверхность труб и штанг. В этом случае даже при очень высокой обводненности на металлической поверхности всегда будут АСПО, что и наблю-
периферии, а в центре, находясь как бы в водяной оболочке. Из этого следует важный практический вывод: предотвращение выпадения парафина с помощью гид-рофилизации поверхности НКТ и штанг. В данном направлении можно выделить два способа гидрофилизации поверхности металла: 1) нанесение жидких гидро-филизирующих полимерных составов; 2) футерование труб и штанг твердыми покрытиями.
В настоящее время в ОАО "Татнефть" испытывается много способов предотвращения и удаления АСПО (рис.1). Предварительный анализ показывает,
1 s 50000
ta s о Э"
g 1 40000
i i о1^30000
| ! 20000 /
Л о 10000 /
ю о о s
mi __ _
0
дается на практике. АСПО не образуются на поверхности труб
только при наличии Рис.1. Диаграмма, иллюстрирующая объем применения основных
гидрофильной ее при- методов ДепарафинизаЦии:
1 - промывки скважин, 2,3,4,5 - применение соответственно футерованных
роды, при этом нефть НКТ, металлических скребков, ингибиторов, центраторов - скребков, 6,7 -
будет всплывать не по соответственно теплогеофизические и микробиологические методы
34 7/1998
Э= 16000
О 14000
£ 12000
ТО 10000
Л 8000
Ц 6000
| 4000
9 2000
250 200 150
X
100 Л £
50 ё
5 I
Годы
1 СШН
I ЭЦН
ЭДН
ЭВН
Рис.2. Динамика фонда добывающих скважин ОАО "Татнефть"
что на разных площадях могут быть рекомендованы приоритетные направления, однако из-за многообразия геолого-технических условий эксплуатации нельзя ориентироваться на какое-то одно направление.
Кроме традиционного применения НКТ с защитными стеклянными покрытиями (в настоящее время оборудовано около 4000-5000 скважин) широко использовались химические методы, включающие применение ингибиторов пара-финоотложений типа СНПХ-7512, 7523, 7941, скребки-центраторы, методы электронагрева добываемой продукции, реагенты комплексного действия с мощными физико-химическими поверхностями, микробиологические методы. Последними методами, разработанными в ОАО "Татнефть", за последние годы обработано более 300 скважин с успешностью 85%, в том числе в ОАО "Рос-нефть-Краснодарнефтегаз", ЗАО "Нафта-Ульяновск", НГДУ "Чернушка-нефть" АО "Пермнефть", НГДУ "Фе-доровскнефть" АО "Сургутнефтегаз", НГДУ "Туймазанефть" АО "Баш-нефть".
В последние годы начаты работы по использованию явлений магнито-гидроди-намики для борьбы с отложениями парафина и солей. Получены положительные результаты при использовании модифицированных твердых покрытий на базе полиэтилена и эпоксидной смолы. Неплохие результаты дало испытание электротепловых методов, основанных на прогреве добываемой жидкости до температуры, превышающей температуру кристаллизации АСПО. Этим способом удалось предотвратить отложения парафина в скважинах, эксплуатируемых насосами ЭЦН-20. Электронагреватели внедрены более чем в 100 скважинах.
В 1998 г. на основе анализа должны быть определены наиболее рациональ-
Рис.3. Динамика МРП по механизированному фонду скважин ОАО "Татнефть"
ные способы для конкретных геолого-физических и промысловых условий ОАО "Татнефть" и составлено соответствующее руководство. Однако уже в настоящее время анализируется вариант, предусматривающий использование комплекса разных способов в различных скважинных условиях.
Другая серьезная проблема возникла с вводом в разработку залежей верхних горизонтов с высоковязкими нефтями и эмульсиями. Одним из эффективных средств предотвращения образования высоковязких эмульсий явилось применение технологии поочередной добычи нефти и воды по одному подъемнику с помощью специального несложного оборудования, представляющего набор кон-центрично расположенных труб.
Технология и оборудование испытыва-лись в скважинах НГДУ "Актюба-нефть", "Заинскнефть" и "Бавлы-нефть". На начальной стадии работы проводились в восьми скважинах НГДУ "Актюбанефть", эксплуатирующих дан-ково-лебедянские отложения. Испытания показали, что удается полностью исключить ранее возникающие осложнения при эксплуатации этих скважин за счет полного предотвращения образования эмульсии при подъеме жидкости из скважины. Так как при применении технологии в подъемной колонне всегда имеется столб воды, через который поднимается нефть в виде отдельных глобул, одновременно удалось предотвратить отложения парафина, увеличить межочистной период от 35 до 400 сут в скважинах НГДУ "Заинскнефть" и "Бавлынефть".
Преимущества этого метода заключаются в том, что кроме первоначальных затрат на приобретение и монтаж оборудования другие затраты не требуются. Срок службы оборудования до 10 лет. За
счет предотвращения образования эмульсий значительно снижаются затраты на транспортирование добываемой продукции и ее деэмульсацию. К сожалению, эта технология не получила широкого применения, так как оборудование было разработано только для определенных характеристик глубинонасосного оборудования, дальнейшие типоразмеры необходимо разработать.
Наиболее эффективно отмеченная проблема может быть решена использованием винтовых насосов отечественного и импортного производства. Они внедрены пока в немногих скважинах (рис.2), но показали хорошие результаты. Средний межремонтный период (МРП) отечественных установок с погружным двигателем превышает 800 сут (рис.3), а максимальный - гораздо выше. Это прекрасный результат для относительно новой техники. Закуплено и передано на промысловые испытания более 150 импортных установок винтовых насосов с поверхностным приводом, из которых смонтированы и проходят испытание только 64. Работы по созданию аналогичных установок проводятся и ОКБ БН. Импортные установки достигли МРП выше 200 сут. После завершения промысловых испытаний можно сделать выводы о целесообразности или области их применения. Преимуществами установок являются доступность электропривода и отсутствие необходимости текущего ремонта для его замены. К недостаткам относятся наличие штанговой колонны для привода рабочего элемента насоса и необходимость применения устьевого сальника в узле вращения.
Насосы с внутрискважинным приводом в этом случае предпочтительнее, в том числе, с экологической точки зрения, и их наиболее целесообразно использовать
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 7/1998 35
в наклонно направленных скважинах в санитарно-защитных зонах. Здесь данные насосы вне конкуренции. В настоящее время в ТатНИПИнефти проводятся работы по технико-экономическому обоснованию областей применения насосов различных типов, и возможно в определенных условиях они могут заменить ЭЦН и СШН, МРП по которым достигает соответственно 654 и 627 сут.
При разработке нефтяных месторождений Татарстана имеются случаи отложения минеральных солей в нефтепромысловом оборудовании. По химическому составу они представлены одним из следующих соединений: радиобаритом, гипсом, ангидритом, карбонатом кальция и сульфидом железа, иногда смесью нескольких соединений.
Основными факторами, приводящими к отложению солей являются:
^ изменение растворимости солей в зависимости от гидродинамических условий; например, понижение растворимости сульфата кальция при повышении те
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.