2.2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

Мероприятия по предупреждению парафиноотложений при эксплуатации скважин

В процессе разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва возможны осложнения, связанные с парафинизацией нефтепромыслового оборудования, системы сбора и подготовки нефти, с обводнённостью продукции скважин при выбранной системе разработки в режиме вытеснения закачиваемой водой, а также с необходимостью восстановления проницаемости призабойной зоны скважин.

Парафиноотложения

В настоящее время мероприятия по предупреждению образования парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании не проводятся. Для предупреждения образования органических отложений в подземном оборудовании в мировой практике добычи парафинистых нефтей широко применяется использование ингибиторов парафиноотложений, которые, обладая поверхностно-активными свойствами, влияют на начало кристаллизации, стабилизируют кристаллическую фазу и предупреждают осаждение АСПО на поверхности оборудования.

Ингибиторная защита предусматривает постоянную подачу реагента дозировочными насосами в затрубное пространство. Необходимая дозировка подбирается расчетным путем по результатам лабораторных испытаний и выбора наиболее эффективного и экономически выгодного реагента.

В последнее время в мировой практике добычи парафинистых нефтей нашло широкое применение использование метода магнитно-индукционной обработки нефтей (МИОН) для борьбы с отложениями парафина на поверхности лифтовых труб и труб нефтесборных коллекторов. В качестве магнитных индукторов используются малогабаритные высокоградиентные постоянные магниты из сплава неодим-железо-бор. Срок сохраняемости параметров МИОНов до 10 лет.

МИОНы устанавливаются по приведённой схеме (рисунок 2.4). Один МИОН устанавливается у башмака колонны НКТ, а второй (один или несколько) на глубине ниже 50-100 м от места начала отложения АСП.

Рисунок 2.4 - Принципиальная схема установки магнитных индукторов МИОН

2.2.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.

Система внутрипромыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора, поскважинного замера и промыслового транспорта добываемой продукции к объекту подготовки для доведения промыслового потока нефти и газа до товарной кондиции и сдачи потребителю.

При выборе технологии внутрипромыслового сбора и подготовки необходимо учитывать:

-устьевые давления и динамику их изменения в процессе эксплуатации месторождения;

-газосодержание добываемой продукции;

-реологические характеристики добываемой продукции (вязкость, температуру застывания);

-ожидаемые дебиты нефти и газа;

-прогнозируемый уровень обводненности;

-конфигурацию месторождения;

-схему расположения добывающих скважин;

-наличие существующей системы сбора и подготовки, а также удаленность существующего объекта подготовки от добывающих скважин;

-способ утилизации попутного газа с учетом метода разработки и потребностей региона;

-наличие энергоисточников в регионе.

Система внутрипромыслового сбора и транспорта должна удовлетворять следующим требованиям:

-обеспечить герметичность сбора добываемой продукции;

-обеспечить точный замер дебита продукции каждой скважины;

-обеспечить учет промысловой продукции месторождения в целом;

-обеспечить надежность в эксплуатации всех технологических звеньев;

-обеспечить автоматизацию всех технологических процессов.

К мероприятиям по регулированию процесса разработки относятся методы воздействия на залежь, усовершенствующие существующую систему разработки. Из известных ныне геолого-технических мероприятий по регулированию процесса разработки на месторождении осуществляются:

1. Перевод на механизированный способ эксплуатации после прекращения фонтанирования;

2. Отключение высообводненных скважин;

3. Бурение дополнительных скважин;

4. Изоляция пластовых вод;

5. Дополнительный прострел.

От геолого-технических мероприятий по регулированию процесса разработки за последние пять лет получена дополнительная добыча в следующем количестве:

1) ввод из бурения - 23,721 тыс.тн;

2) ввод из освоения - 17,0 тыс.тн;

3) пуск из консервации - 14,17 тыс.тн;

4) пуск из бездействия - 10,23 тыс.тн;

5) изоляция пластовой воды - 9,459 тыс.тн;

6) перевод на механизированную добычу - 7,568 тыс.тн;

7) форсированный отбор жидкости - 4,87 тыс.тн. и другие мероприятия.

Всего дополнительная добыча составила 91,900 тыс. тн. Такое количество для месторождения за пять лет, конечно, незначительно.

Как изложено в предыдущей главе, в связи с истощением пластовой энергии, с увеличением обводненности продукции, основное количество фонда переведены с фонтанного способа на механизированный способ (49 скважин). 18 скважин - 100% обводнены. 19 скважин находятся в консервации из-за высокого газового фактора. Такие немаловажные причины снижают эффективность механизированного фонда, а значит и процесс разработки в целом.

При выполнении данного анализа разработки были собраны данные о состоянии пробуренного фонда скважин, добычи нефти, воды и газа, сведения о выполнении мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки. Построены графики показателей разработки, карты суммарных отборов.

На основании характеристики текущего состояния разработки, анализа выработки запасов и эффективности осуществляемых геолого-технических мероприятий установлено:

1. По месторождению отобрано около 60,78% запасов, числящихся на балансе ВГФ при обводненности 59%, хотя по объектам выработка неравномерна, если по III и VI объектам выработка низкая 8,98%, и 22,88%, то по II и V объектам она составила 82,58% и 79,6%.

2. Текущий коэффициент нефтеотдачи по месторождению 0,28. Самая высокая нефтеотдача достигнута по V среднеюрскому горизонту 0,41, а по нижнекелловейскому и пермотриасовому горизонтам 0,01 и 0,1 соответственно.

3. Темпы отборов ниже проектных и по горизонтам и по месторождению, за исключением I и V горизонтов, где темп отбора выше проектных значений.

4. По построенным характеристикам вытеснений: