Совершенствование эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с заводнением пластов

Не уступают зарубежным разработкам по эффективности и оригинальности отечественные технологии предотвращения парафиноотложений путем поочередной добычи нефти и воды с помощью специального устройства.

Получены положительные  результаты при использовании модифицированных твердых покрытий (в частности полиэтилена и эпоксидной смолы).

Неплохие результаты получены при испытании электротепловых  методов, основанных на прогреве добываемой жидкости, превышающей температуру кристаллизации АСПО.

Рассматриваются предложенные автором мероприятия по совершенствованию методов борьбы с АСПО в современных условиях путем применения превентивных методов и методов удаления.

Среди превентивных методов  успешно прошли испытания новые  ингибиторы парафиноотложения, разработанные в содружестве с ВНИИнефтепромхимом: СНПХ 7215, 7523, 7941, 7912.

 

 

 

 

 

Рисунок 2 – Базовые  методы предупреждения выпадения АСПО

 

 

 

 

Наиболее хорошие результаты получены при испытаниях ингибиторов  СНПХ 7523, 7941, 7912. Исследования показали, что каждый из них наиболее эффективен в определенных условиях нефтяных месторождений АО «Татнефть». В связи с этим ингибитор СНПХ-7523 рекомендуется для применения в НГДУ «Азнакаевскнефть» и «Прикамнефть», ингибитор СНПХ 7941 – в НГДУ «Бавлынефть», ингибитор СНПХ 7912 – в НГДУ «Прикамнефть». При этом наиболее рациональной является подача ингибитора на прием насоса с помощью забойных дозаторов.

Среди защитных покрытий наибольшую эффективность и надежность показали стеклянные покрытия из гранулированного стекла, отличающиеся высокой адгезией к металлу и высокой механической прочностью. Для нанесения таких покрытий модернизирован Лениногорский цех остеклования НТК.

Эпоксидные покрытия показали в условиях АО «Татнефть» достаточную эффективность и  надежность.

Проведены широкие промысловые испытания электронагревателей различных конструкций в НГДУ «Азнакаевнефть» и «Заинскнефть» с целью предотвращения АСПО: индукционных нагревателей и нагревателей с использованием прямого электронагрева колонны НКТ. Исследования показали, что при установке индукционного нагревателя с центральным каналом в зоне начала отложений парафина удается обеспечить чистоту труб на длине 500–600 м, после чего снова наблюдается образование АСПО. Для предотвращения такого явления в этой зоне устанавливается второй нагреватель с питанием от единого кабеля. Достоинством такого типа нагревателей является возможность плавного изменения их мощности в зависимости от интенсивности отложений и высокая эксплуатационная надежность при любой обводненности продукции. При этом эффективность их применения возрастает при использовании 60,3-мм колонн НКТ. Использование нагревателей с прямым электронагревом показало высокую эффективность, но возможно лишь при обводненности продукции не выше 10%, поэтому они имеют ограниченную область применения.

Проведены испытания  магнитных устройств для предотвращения отложений парафина на 7 скважинах и начаты промысловые испытания скважинного агрегата малой мощности для электромагнитной обработки продукции. Несмотря на обнадеживающие результаты, говорить об их эффективности пока преждевременно.

Среди многочисленных испытанных методов удаления АСПО с поверхности оборудования наиболее обнадеживающие результаты показали скребки-центраторы и растворители.

При использовании скребков-центраторов  кроме эффекта механического удаления АСПО с поверхности НКТ нами установлен дополнительный эффект, состоящий в увеличении скорости газожидкостного потока в зазоре скребок-внутренняя поверхность НКТ и препятствующий отложению АСПО. Совместное воздействие обоих эффектов приводит к почти полной ликвидации отложений АСПО в НКТ. Хотя интенсивность отложения парафина на колонне штанг не меняется.

При исследованиях эффективности  растворителей АСПО основное внимание было направлено на поиск дешевых, доступных реагентов. Исследовались МЛ-80, ШФЛУ, дистиллат Шугуровского битумного завода и растворитель Нижнекамского химического комбината. Лабораторные и промысловые эксперименты показали достаточно высокую эффективность и экономическую целесообразность применения растворителя Нижнекамского химкомбината.

На основе проведенных  исследований предложен оптимальный  комплекс методов борьбы с АСПО:

1. В скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, он состоит в применении остеклованных труб, центраторов; в сильно парафинящихся скважинах (межочистной период до 15 дней) дополнительное применение ингибиторов парафиноотложений с малыми объемами дозирования; в скважинах с дебитами 8-15 т/сутки и 60,3-мм колонной НКТ наиболее рационально применять два электронагревателя (один в зоне начала отложений парафина и второй – в 300-400 м от устья скважины);

2. В скважинах, эксплуатирующихся погружными центробежными электронасосами – комплекс включает в себя применение остеклованных НКТ и ингибиторов парафиноотложений с использованием автоматического забойного дозатора.

Резюмируя вышеизложенное, можно сделать вывод о том, что наиболее перспективной является комплексная технология, основанная  на одновременном использовании в одной скважине малорасходного ингибитора парафиноотложений комплексного действия и защитных гидрофильных покрытий на оборудовании. Эта технология может полностью решить парафиновую проблему. Дополнительным преимуществом такого решения является возможность транспортирования парафинистой нефти от забоя до пунктов подготовки нефти без выпадения АСПО не только в стволе скважины, но и в выкидных линиях и коммуникациях сбора нефти. Суммарный технико-экономический эффект от применения комплексной технологии перекрывает затраты на химреагент, глубинный дозатор и футерование колонны НКТ, например, гранулированным стеклом.

Другим эффективным  способом предотвращения АСПО является применение скребков-центраторов, несмотря на то, что трудности нанесения защитных гидрофильных покрытий на штанги при этом остаются.

Радикальным средством  предотвращения АСПО является применение электрических нагревателей после доработки и обеспечение их высокой надежности при добыче продукции различной обводненности.

В пятой  главе рассматриваются мероприятия по интенсификации добычи и повышению эффективности эксплуатации скважин. Значительную проблему представляет управление кольматационным эффектом при эксплуатации скважин. Повышенные фильтрационные сопротивления движению нефти к скважине в призабойной зоне пласта (ПЗП) обуславливаются следующими физико-химическими (фазовыми) процессами и явлениями, как природного, так и технического характера (рис. 3):

- естественная и искусственная гидрофилизация поровых каналов, как следствие фазовая проницаемость по нефти в ПЗП резко снижается;

 

 

 

Рисунок 3 – Методы и  технологии ОПЗ в зависимости от факторов, снижающих нефтепроницаемость призабойной зоны

 

- выпадение (в определенных термобарических условиях) в пористой среде ПЗП асфальтено-смолистых и парафиновых веществ, что, естественно, снижает пропускную способность фильтрационных каналов пористой среды:

- образование на стенках поровых каналов ПЗП адсорбционно-сольватных, аномально-вязких, структурированных слоев из органических соединений нефти (особую роль играют высокоактивные асфальтены, смолистые соединения, нафтеновые кислоты и др.);

- возможное образование в ПЗП эмульсионных и коллоидных высоковязких систем;

- закупорка отдельных каналов ПЗП твердыми минеральными микрочастицами;

- неньютоновские, структурно-механические свойства некоторых нефтей; при увеличении скорости фильтрации в ПЗП вязкость этих нефтей может резко возрастать (дилатантный эффект).

В конкретных геолого-физических условиях эксплуатации реальных объектов те или иные факторы играют превалирующую роль, но, естественно, в комплексе эти негативные для добычи нефти явления и процессы обуславливают значительные недоборы нефти.

Проведенные опытно-промышленные работы показали, что для восстановления естественной проницаемости призабойной зоны предпочтительны, в основном, физико-химические способы: обработка углеводородным растворителем, в том числе в сочетании с забойным генератором импульсов давления или с забойным электронагревателем; обработка углеводородным растворителем, содержащим ПАВ-гидрофобизатор или кислоту.

Технологическая эффективность  комплекса на 35-40 % выше традиционно применяемых технологий.

В АО «Татнефть» на добывающих скважинах ежегодно проводится свыше 25 тыс. текущих ремонтов. Для обеспечения безопасных условий скважины «глушатся» специальными растворами, которые в меньшей степени ухудшают коллекторские свойства пластов. Однако как показали исследования, при соблюдении необходимых условий значительную часть ремонтов на девонских скважинах можно проводить без глушения и за счет этого сэкономить материальные средства и сохранить проницаемость призабойной зоны. В связи с этим нами уточнены критерии выбора скважин для ремонта без глушения, согласно которым превышение давления перелива над пластовым, рассчитанным через статический уровень, должно быть не менее 3,0 МПа. После длительного и широкого промышленного опробования метода в НГДУ «Сулеевнефть» он стал достоянием и других НГДУ. Это позволило снизить затраты времени на подготовку скважин к ремонту почти на 3000 часов в год дополнительно добыть около 70 тыс. т нефти и высвободить специальную технику профилактических работ.

При превышении текущего пластового давления над гидростатическим, для сохранения коллекторских свойств  пластов применяются специальные  отсекатели, позволяющие проводить ремонтные работы также без глушения скважин. Под нашим руководством и непосредственном участии разработаны и внедрены в АО «Татнефть» конструкции оборудования для проведения ремонтов без глушения скважин, оснащены вставными насосами, и скважин, эксплуатирующихся механизированным способом. Таким оборудованием оснащены более 300 добывающих скважин. Опыт его эксплуатации показал, что в течение года оно позволяет провести 4-5 текущих ремонта без глушения скважин, обеспечить сохранение коллекторских свойств пласта и снизить затраты на ремонт скважин. Наиболее рациональные области применения такого оборудования на скважинах с высоким пластовым давлением и в случае, когда скважина расположена в труднодоступных местах, куда сложно доставить жидкости глушения. Такие скважины в первую очередь и оснащаются специальным оборудованием.

Большую проблему представляет эксплуатация кустовых скважин, как правило, малодебитных, поскольку эксплуатация отдельно взятой скважины является нерентабельной. Нами предложен на уровне изобретения способ повышения уровня рентабельности эксплуатации таких скважин. Сущность способа заключается в том, что группу скважин, работающих на перелив, обвязывают в единую герметичную систему и соединяют с затрубным пространством скважины, из которой ведут отбор механизированным способом. Это позволяет эксплуатировать несколько низкодебитных скважин одной насосной установкой. При этом производительность насосной установки принимается такой, чтобы она соответствовала суммарной производительности скважин, входящих в выбранную группу. Способ реализован на трех кустах Ромашкинского месторождения. Он позволяет уменьшить затраты на добычу нефти путем ресурсосбережения. Они складываются из уменьшения количества использованного оборудования и пуско-наладочных работ в «n» раз (где «n» – число скважин в группе), снижения суммарной металлоемкости оборудования в 3-4 раза.

 

Основные выводы и  рекомендации

 

1. Показано, что за время разработки основных месторождений Татарстана в составе АСПО увеличилось содержание окисленных высокоактивных компонентов, изменилась микроструктура АСПО ввиду увеличения содержания серы, что привело к созданию техноприродного композитного материала с высокой адгезией к металлу.

2. Выявлена генетическая взаимосвязь между содержанием АСПО и другими физико-химическими и промысловыми параметрами по площадям Ромашкинского месторождения и их достаточная информативность для прогнозирования содержания АСПО по конкретным скважинам. Получены промыслово-статистические модели для прогноза АСПО по комплексу параметров.

3. Разработана методика прогнозирования содержания АСПО по геолого-физическим и промысловым данным для районирования и интегральной оценки количества скважин с максимальным содержанием АСПО и вероятной характеристики возможных осложнений. Показана взаимосвязь межремонтного периода работы скважин с содержанием АСПО.

4. С учетом техноприродных свойств АСПО и параметров скважины дана дифференциация методов борьбы с отложениями по их технологической и экономической эффективности.

5. Предложен и широко испытан оптимальный комплекс методов борьбы с АСПО в зависимости от интенсивности их отложения и способов эксплуатации скважин.

6. Уточнены критерии выбора скважин для ремонта без глушения, при этом разработаны технические средства и составлен технологический регламент, учитывающий энергетическую характеристику пласта.

7. Разработана и испытана технология групповой эксплуатации малодебитных скважин, показавшая высокую экономическую и технологическую эффективность.

8. Суммарная технологическая эффективность разработанных и реализованных в 1993-1999 гг. рекомендаций работы позволило дополнительно добыть порядка 700 тыс. т нефти в год, на       % сократить количество подземных ремонтов, на        дней увеличить межремонтный период работы скважин механизированного фонда и, в итоге, на        % снизить себестоимость добываемой нефти без учета инфляции.

 

 

Перечень основных публикаций и изобретений автора

по теме диссертации

 

1. Галеев Р.Г.,Тахаутдинов Ш.Ф., Муслимов Р.Х. и др. Основные направления природоохранной деятельности в АО "Татнефть".// Нефтяное хозяйство,1996.- N 12.- С. 73-75.
2. Тахаутдинов Ш.Ф. Опыт работы АО "Татнефть" в области стабилизации нефтедобычи и повышения долговечности нефтепромысловых коммуникаций./ Научно-техническая конференция "Проблемы нефтегазового комплекса России", посвященной 50-летию УГНТУ.- Уфа,1998.
3. Тахаутдинов Ш.Ф. Технологические проблемы эксплуатации нефтяных месторождений.// Нефть и наука, Казань, 1993.- 5 с.
4. Тахаутдинов Ш.Ф., Жеребцов Е.П., Авраменко А.Н., Ахметвалеев Р.Н., Юсупов И.Г., Ибатуллин Р.Р., Доброскок Б.Е. Техника и технология добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений.// Нефтяное хозяйство, 1998.- N 7.
5. Тахаутдинов Ш.Ф., Жеребцов Е.П., Панарин А.Т., Калачев И.Ф. Энергосберегающие технологии в нефтедобывающей промышленности.// Нефтяное хозяйство, 1998.- N 7.
6. Тахаутдинов Ш.Ф., Попов В.И., Закиров Ю., Винокуров. Скважинный штанговый насос конструкции НГДУ "Джалильнефтегаз".// Машины и нефт. оборудование, 1981.- N 11.- 9 с.
7. Тахаутдинов Ш.Ф., Сливченко А. Ф., Залятов М.Ш. К вопросу организации производства ремонта скважин.// Нефтяное хозяйство, 1998.- N 7.
8. Тахаутдинов Ш.Ф., Токарев М.А., Ахмерова Э.Р. Аназиз взаимосвязей физико- химических свойств продукции скважин./ Научно-техническая конференция "Проблемы нефтегазового комплекса России", посвященной 50-летию УГНТУ.- Уфа,1998, с. 85.
9. Тахаутдинов Ш.Ф., Токарев М.А., Исламов Р.Г., Ахмерова Э.Р. Системный подход анализа асфальто-смолистопарафиновых образований и выбора химических реагентов для борьбы с ними. Раздел: оптимизация разработки и совершенствования технико-технологических процессов при добыче нефти и газа./ Тезизы докладов V международной научной конференции "Методы кибернетики химико-технологических процессов"/ Уфа, 1999.- 176 с.
10. Тахаутдинов Ш.Ф., Токарев М.А., Тропин В.Г., Исламов Р.Г. Классификация продукции эксплуатационных скважин по содержанию АСПО./ Научно-техническая конференция "Проблемы нефтегазового комплекса России", посвященной 50-летию УГНТУ.- Уфа,1998, с. 86.
11. Тахаутдинов Ш.Ф., Чаронов В.Я., Попов В.И. и др. Комплекс агрегатов для ремонта и обслуживания нефтепромыслового и энергетического оборудования.// Нефтяное хозяйство, 1998.- N 7.
12. Тахаутдинов Ш.Ф., Юсупов И.Г. Технический прогресс в технике и технологии строительства скважин и добычи нефти.// Нефтяное хозяйство,1996.- N 12.- С. 17-19.
13. Тахаутдинов Ш.Ф., Юсупов И.Г., Залятов М., Аброжаев Г. Экологически чистые и безотходные технологии нефтедобычи.// Актуальные экологические проблемы Республики Татарстан, Казань, 1995.- 4 с.
14. Тахаутдинов Ш.Ф., Юсупов И.Г., Фархутдинов Р.Г., Попович Ю.Д., Доброскок Б.Е., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс новых технологий качественного ремонта и стимуляции продуктивности скважин.// Нефтяное хозяйство, 1998.- N 7.
15. Токарев М.А., Тахаутдинов Ш.Ф. Вероятностные связи асфальто-смолопарафиновых отложений с геолого-физической характеристикой объектов разработки./ Четвертая Всероссийская Школа- Коллоквиум  по Стохастическим методам. Секция "Применение вероятностных методов в решении экономических и технических задач отраслей топливно-энергетического комплекса."/ Уфим. Гос. нефтяной технич. университет.- Уфа, 1998.- С. 45-46.
16. Токарев М.А., Тахаутдинов Ш.Ф., Исламов Р.Г. Исследования изменений физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки на примере Ромашкинского месторождения и построение статистических моделей для прогноза содержания асфальто-смоло-парафиновых отложений в продукции скважин.: Сборник научных трудов./ОАО "Роснефть"- Сахалинморнефтегаз.- УГНТУ.- Уфа,1999.- С. 163-169.
17. Токарев М.А., Тахаутдинов Ш.Ф., Исламов Р.Г. Прогноз содержания асфальто-смоло-парафиновых соединений в продукции эксплуатационных скважин./ Научно-техническая конференция "Проблемы нефтегазового комплекса России", посвященной 50-летию УГНТУ.- Уфа,1998, с. 88.
18. Юсупов И.Г.,Тахаутдинов Ш.Ф., Фархутдинов Р.Г., Попович Ю.Д., Доброскок Б.Е., Орлов Г.А., Габдуллин Р.Г., Гарифов К.М., Кадыров Р.Р., Мусабиров М.Х. Высокое качество ремонтных работ – основное направление стабилизации добычи нефти.// Нефть Татарстана, 1998.- N 1.
19. Пат. 992818 RU, Мки⁴ кл. F04B 47/02, Е21В 43/00 скважинная насосная установка./ Тахаутдинов Ш.Ф., Габдуллин Р.Г., Шарапов И.Ф., Зайнетдинов Г.Б.-Опубл. 21.09.81.-БИ №4, 1983.
20. Пат. 2.023.930./ Способ соединения металлических труб с внутренней термопластичной облицовкой./ Тахаутдинов Ш.Ф., Загиров М.А., Ситников А., Калачев И.Ф., Старочкин А., Хайруллин Р., Кудряшов Н.- Опубл. 28.07.92: Б.И. N 22, 1994.
21. Пат. 96113528 RU, Мки⁴ кл. Е21В 43/25 устройство для имплозионного воздействия на пласт./ Тахаутдинов Ш.Ф., Гарифов К.М., Жеребцов Е.П., Кадыров А.Х.-Опубл. 03.11.97.
22. Пат. 97103454 RU, Мки⁴ кл. Е21В 31/00 устройство для отворачивания труб в скважине./ Тахаутдинов Ш.Ф., Гарифов К.М., Фархутдинов Р.Г., Кадыров А.Х.-Опубл. 23.02.98.