5 Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин

Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на Ново-Елховской площади осложнена такими факторами, как:

- отложение парафина и АСПО;

- отложение солей и гипса;

- отложение песка или пескообразование;

- вредное влияние газа;

- повреждение пласта;

- коррозия подземного и наземного оборудования.

Формирование отложений парафина и АСПО

Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34 ⁰С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон температуры 26-30 ⁰С и давления 6-9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений со стенок НКТ потоком продукции, и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

-подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока;

-применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

-снижение динамического уровня в скважине

-увеличение глубины погружения насоса;

-применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.[4]

В процессе эксплуатации сталкиваются с проблемой образования отложений гипса на забое скважины. Это приводит к тому, что интервал перфорации перекрывается и в результате дебит скважины значительно снижается при росте обводненности. Скважина выходит в ОКРС, что влечет за собой большие финансовые затраты как на капитальный ремонт скважины (необходимо разбуривание отложений гипса с целью очистки интервала перфорации забоя скважины), так и из-за потерь нефти в процессе простоя скважины.

Для борьбы с отложениями гипса используются ингибиторы солеотложения СНПХ-5312Т и ИСБ-1, предназначенные для защиты скважины и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата кальция в условиях минерализации попутно добываемых вод.

В настоящее время дозировка реагентов для внутрискважинной обработки продукции скважин ведется через затрубное пространство, путем подачи их устьевыми дозаторами. Устьевые дозаторы устанавливаются на устье скважин для подачи реагента в затрубное пространство и в нефтепроводы. Распространение получили два основных типа устьевых дозаторов: УДС — с приводом от балансира привода штангового насоса и УДЭ — с электроприводом.

Применение устьевых дозаторов может быть неэффективно, если реагент легче добываемой продукции. Также реагент в затрубном пространстве растекается по стенкам скважины, что ведет к его перерасходу, особенно при низких динамических уровнях.

В этих условиях разработан глубинный дозатор, который предлагается для подачи реагента на прием насоса ШГН.

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то, что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием пескообразование, вызывают подъемную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос — это специальная желонка для удаления песка из скважины.

Если пескообразование скважины продолжается, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пескообразованием является устройство гравийных фильтров. В скважине устанавливается гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта помещается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий засыпается снаружи по периметру гильзы. Гравий крупнее песка из пласта, но достаточно мелок, чтобы песчинки не могли проходить через его слой. Таким образом, гравий образует пробку, через которую может проходить нефть, но не песок.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Итак, уменьшение подачи насоса под влиянием свободного газа заключается в следующем.

Попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра и тем самым снижает подачу жидкости насосом.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин УСШН является обводнение продукции.[3]

При обводнении выше 50% в скважинах образуется эмульсия типа «нефть в воде». Это сопровождается резким ростом утечек в соединениях труб, износом штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижением усталостной прочности штанг.

От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидродинамические сопротивления в насосном подъёмнике.

Практика эксплуатации показывает, что наибольшие гидродинамические сопротивления в насосном подъёмнике возникают при обводнённости 40-80%.

Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяются скоростью движения нефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз и температурным режимом.

Повреждение пласта наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти.

Скважины с таким типом повреждений обрабатывают кислотами, реагентами для смывки глины, смачивающими реагентами и/или другими специальными химикатами. Эти материалы закачиваются в пласт и через какое-то время выкачиваются на поверхность. Это высококвалифицированные операции, требующие специальных насосных грузовиков и оборудования.

В основном на Ново-Елховской площади осложнения, связанные с парафино отложениями. В связи с этим на Ново-Елховской площади используют различные скребки: пластинчатые (78), одинарные (34), полимерные (10). Из-за них мероприятия по ГТМ: увеличение длины хода, проведение ПРС, перемонтаж СК, чистка забоя и др.

Из-за высокой обводненности скважин на Ново-Елховской площади, проблема парафинизации наиболее обострена.