Снижение продуктивности скважин

Снижение продуктивности призабойной зоны при вскрытии продуктивных пластов с использованием растворов на водной основе обусловлено проникновением в порово-трещинное пространство фильтрата и твёрдой фазы бурового раствора.

При взаимодействии фильтрата с высокоминерализованной водой образуются нерастворимые осадки, которые выпадают в порах и трещинах пласта. На границе контакта промывочной жидкости с нефтью образуется стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, которые препятствуют движению нефти из пласта в скважину. Кроме того, снижение забойного давления до уровня ниже давления насыщения приводит к разгазированию нефти в призабойной зоне пласта в связи, с чем в последующем возможно выпадение из неё твёрдых частиц парафинов, смол и асфальтенов, что также снижает коэффициент продуктивности скважин.

Для частичного восстановления первоначальной продуктивности скважины могут быть применены следующие традиционные способы:

• Депрессионные методы очистки призабойной зоны пласта (ПЗС);

• Химическая обработка призабойной зоны с помощью кислот, растворителей и ПАВ (соляно – кислотные и глино – кислотные обработки, промывки ПАВ);

• Кислотные составы с низким межфазным натяжением “Кислотная микроэмульсия”. Получинные кислотные составы с низким межфазным натяжением (порядка 0,1 мН/м), лонгированной скоростью реакции с карбонатами и кислоторастворимыми компонентами породы, устойчивые при температуре до 80-90 С и минерализацией воды до 250г/л.

Разработанные технологии на основе подобных систем направлены на повышение производительности нагнетательных и добывающих скважин (в том числе простаивающих) за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. Входе работ было получено повышение производительности добывающих скважин на 30-50%, в том числе введены в эксплуатацию простаивающие скважины, увеличение приемистости нагнетательных скважин составило от 2 до 4 раз, продолжительность эффекта в среднем 8-12 месяцев.

Заключение

1. Наиболее эффективным средством повышения долговечности, безаварийности насосов может стать использование промежуточных опор.

Замена металлических рабочих колёс на пластиковые. Сравнительно малая масса пластмассовых колёс и высокая точность изготавления приводят к снижению центробежных нагрузок и нагрузок, возникающих вследствие вибрации самого насоса.

Произвести замену текстолитовых шайб рабочих колес, направляющих аппаратов, защитных втулок на более новые материалы которые обеспечивают низкий коэффицент трения и высокую износостойкость. Наработка таких установок уже превышает 500сут. в то время как стандартные установки имеют наработку на отказ в аналогичных условиях 170 – 220сут.

Эффективным направлением снижения аварийно­сти УЭЦН в искривленных скважинах является уменьшение габаритов оборудования. Установка уменьшенного габарита и меньшей длинны в искривленных скважинах будет испытывать меньшие нагрузки от деформации. Использование регулируемого привода УЭЦН рассматривается как средство регулиро­вания производительности и напора, он также позволит стаби­лизировать динамический уровень, что необходимо для нормальной работы УЭЦН. Плавный запуск установки снижает механические нагрузки насоса, и тем самым умень­шаются отрицательные последствия "жесткого" за­пуска.

2. Технические средства для компоновки ЭЦН в скважинах с повышенным искривле­нием стволов. ЭЦН, оснащенные комплек­том из шарнирного устройства и шарнирно-кулачковой муфты, свободно "вписыва­ются'' в ствол искривленной скважины, что повышает устойчивость их работы.

3. Технология предупреждения образова­ния сульфидсодержащих отложений с ис­пользованием ингибирующей композиции с активизирующей добавкой. Использова­ние ее в 23 скважинах повысило их МРП в 1,7 раза. Из физических методов возможно использование магнитоактиваторов для УЭЦН ниже приёма насоса, в результате чего скорость солеобразования снижается в 2-3 раза.

Технология удаления образовавшихся осадков из рабочих органов ЭЦН без подъ­ема глубиннонасосного оборудования. Проведенные обработки показали, что про­изводительность установки восстанавлива­ется на 89 - 98%.

4. Перспективным является разработан­ный и прошедший опытно-промышлен­ные испытания способ защиты от коррозии подземного оборудо­вания, заключающийся в подаче в затрубное пространство скважины ингибирую­щей композиции в виде мелкодисперсной высокоустойчивой пены. Период защиты от коррозии оборудования увеличивается в 2.5 - 3 раза и составляет 88 - 94 сут.

5. Оснащение ЭЦН, эксплуатирующихся в скважинах с повышенным пескопроявлением, песочными якорями в сочетании с противополетным устройством. При этом наработка на отказ ЭЦН в среднем увеличи­вается в 3,7 раза.

Из-за невозможности использования горячей промывки в скважине оборудованной УЭЦН предложен новый способ, который основан на нагреве металла токами высокой частоты вследствие чего происходит нагрев не только стенок НКТ но и эксплуатационной колонны. Также могут быть использованы ингибиторы порофиноотложения и деэмульгаторы.

6. Востанавление продуктивности скважины можно добиться путем: депрессионных методов очистки призабойной зоны пласта (ПЗС), химической обработке призабойной зоны с помощью кислот, растворителей и использование кислотных составов с низким межфазным натяжением “Кислотная микроэмульсия”.

Повышение производительности добывающих скважин на 30-50%, в том числе ввод в эксплуатацию простаивающих скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев, З. С., Васильевский, В. Н., Петров, А. И. Исследование

нефтяных скважин и пластов / З. С. Алиев, В. Н. Василевский, А. И Петров. - М.: Недра, 1973.­ 272 с.

2. Васильевский, В. Н., Петров, А. И. Техника и технология определения

параметров скважин и пластов / В. Н. Василевский, А. И Петров. - М.: Недра, 1989. ­ 382 с.

3. Гриценко, А. И., Алиев, З. С., Ермилов, О. М., Ремизов, В. В., Зотов А.

Г. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, З. С.

Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, А. Г. Зотов. - М.: Наука, 1995. ­523 с.

4. Коротаев, Ю. П., Маргулов, Р. Д. Добыча, подготовка и транспорт

природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. / Ю. П. Коротаев, Р. Д. Маргулов. - М.: Недра, 1984. ­ 360 с.

5. Молчанов, Г. В., Молчанов А. Г «Машины и оборудование для добычи

нефти и газа» / Г. В. Молчанов, А. Г. Молчанов. - Москва, 1984. ­ 316 с.

6. ОАО «Сургутнефтегаз» НГДУ «Федоровскнефть» «Общая

пояснительная записка» Сургут 2000.

7. Ражетдинов, У. З. Введение в технологию и технику нефтедобычи.

У. З. Ражетдинов / Уфа, 1993.­ 456 с.

8. Технологический регламент на производство работ по ремонту

эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» Сургут 2001.

9. Технологическая схема разработки месторождения Южно-Луговское.

ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» СахалинНИПИморнефть, 2005. - 216 с.

10. Требин, Ф .А., Макогон, Ю. Ф., Басниев К. С. Добыча природного газа.

/ Ф. А .Требин, Ю. Ф. Макогон, К. С. Басниев. - М.: Недра, 1976. - 368 с.

35