2.2.3 Выбор методов повышения нефтеотдачи пластов и способов воздействия на призабойную зону скважины

В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями, обусловленными отложениями парафина, выносом песка и образованием песчаных пробок, отложением неорганических солей на забое скважины, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Наиболее серьезные осложнения возникают в связи с отложениями парафина и неорганических солей.

Отложения парафина и неорганических солей на стенках подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают проходное сечение, создают дополнительные сопротивления движению нефти и газонефтяной смеси, что повышает противодавление на забой скважины и, как следствие этого, уменьшает приток нефти из пласта в скважину.

В скважинах, оборудованных погружными центробежными насосами, при отложении солей и парафина увеличивается противодействие на насос, в результате чего производительность его снижается, повышаются энегретические затраты, уменьшается К.П.Д. установки.

Значительное снижение производительности может привести к перегреву электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. Частые спуско-подъемные операции, связанные с заменой глубинного оборудования, приводят к порче бронированного кабеля, засорению забоя скважины и т.д. Отложение солей и парафина ниже погружного насоса может привести к прекращению подачи жидкости. При отложениях полностью перекрывающих сечение колонны труб, необходимо поднять оборудование из скважины. Эта операция трудоемка и, как правило, проходит в осложненных условиях. Поэтому проблемам предотвращения отложений парафина и неорганических солей уделяется большое внимание.

В пластовых условиях твердые углеводороды (С₁₇Н₃₆–С₆₀Н₁₂₂), обнаруживаемые в составе парафиновых отложений, как правило, растворены в нефти.

При снижении температуры, давления и разгазировании растворяющая способность нефти по отношению к парафину уменьшается. Это приводит к перенасыщению нефти парафином и переходу части его в кристаллическое состояние. Выкристализация парафина происходит на стенках оборудования и механических взвесях в потоке нефти.

Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина, называется температурой начла кристализации парафина.

Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствует еще и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб.

Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъемным трудам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части подъемных труб, на расстоянии 400-900 м от устья. Толщина слоя увеличивается в направлении от забоя к устью.

Для борьбы с отложениями парафина в лифтовых колоннах скважин, оборудованных УЭЦН, широко применяются защитные покрытия, в качестве которых применяют гидротивные материалы с диэлектрической проницаемостью 5-8 единиц, обладающие низкой адгезией к парафину и имеющие гладкую поверхность: стекло, стекло эмали, баксилитовый лак, баксилитоэкоксидные композиции.

Имеет место применение химических реагентов, благодаря адсорбции которых, на стенках труб образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, что тормозит рост кристаллов.

Одним из распространенных способов, применяемых на промыслах для очитки от парафина подъемных труб глубинонасосных скважин, является депарафинизация закачкой горячей нефти в затрубное пространство скважины или непосредственно в подъемные трубы.

В НГДУ «Бузулукнефть» в основном применяют закачку горячей нефтью в затрубное пространство скважины. Проходит это следующим образом. К затрубной задвижке скважины подбивают агрегат АДП, оборудованный нагревательным котлом и насосом. При работающей установке нефть скачивается из бака бойлера, проходя через нагревательный котел, разогревается до t=90С (чтобы не расплавился кабель УЭЦН), и закачивается в затрубное пространство скважины. Нефть, проходя через насос и далее по НКТ, расплавляет отложившейся на них парафин. В зависимости от степени запарафинивания скважины перекачивается 18-36 м3 горячей нефти.

В промысловой практике применяются так же депарофиннизация

подъемных труб и выкидной линией перегретым паром. Для очистки подъемных труб от парафина паром используют установку ППУ-2 с проточным котлом. Производительность агрегата 1000 кг/час пара, нагретого до 325 ^оС при давлении 75 кг/см².. Этот вид депарофинизации предусматривает закачку перегретого пара в затрубное пространство.

Добываемая из скважин нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии, содержащую различные минеральные соли.)

Вода пласта Т2 Курманаевского месторождения имеет следующий химический состав:

Пласт	Содержание ионов мг/л
	Cl	SO4	Ca	Mg	Na + K
Т2	3859,0	13,66	578,3	226,0	3054,0

Твердый осадок в основном образует сульфат кальция СаSO4 и в меньшей степени Na,CaCL2, MgSO4.

Для предотвращения образования, а также для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий применяются деэмульгаторы (ПАВ)

На Курманаевском месторождении заметные отложения наблюдаются только на 3-х скважинах. На них установлены дозировочные насосы, которые падают в межтрубное пространство скважин деэмульгатор (в основном дисольван в количестве 15-20 г. на тонну нефтяной эмульсии), который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе её движения от забоя до УПСВ и разрушает её.

Кроме того дозировочные насосы устанавлены на ЗУ.

С 1997 году в НГДУ “Бузулукнефть” начались испытания магнитных активаторов нескольких типов.

Эти устройства предназначены для предупреждения отложений парафина, асульфато-смолистых веществ, солей на подземном оборудовании нефтяных скважин.

В основу устройства метод обработки водонефтняной смеси или воды нагнетательных скважин постоянным магнитным полем. Сущность метода заключается в том, что водонефтяная эмульсия или вода пропускается через рабочий зазор магнитного контура, где преобретает новые физические свойства, не изменяя его химического состава. Присутствующие в водонефтняной эмульсии неорганические соли и асфальто-смоло-парафины теряют способность создавать твердые отложения на внутренних поверхностях технологического оборудования и выделяются в толще жидкости в виде аморфного «шлама».

В результате магнитной обработки понижается агрессивность растворов и, как результат снижается интенсивность коррозии. Приобретенные водой свойства повышают приемистость нагнетательных скважин.

Метод обработки водонефтяной эмульсии и воды магнитными полями имеет следующие достоинства:

1. При обработке нефти магнитными полями снижается интенсивность образования парафиновых отложений до 90% и солеотложений – до 45%.

2. Омагниченная вода имеет пониженную коррозийную активность. Наблюдается уменьшение скорости коррозии для стали до 50% при первичной обработкеводныых систем.

3. Омагниченная водаснижает набухаемость глин в призабойной зоне пласта.

4. При закачке омагниченной воды в пласт в связи с изменением её физических свойств увеличивается приемственность нагнетательных скважин и снижается давление нагнетания.

5. Омагниченная вода имеет температуру замерзания на 5-10 С ниже, чем обычная вода, что повышает эксплуатационную надежность системы ППД в зимнее время года.

6. Вероятность образования гидратных пробок снижается в 3-5 раза.

Промышленные испытания магнитных активаторов АМС и МОЖ в НГДУ «Бузлукнефть» показали повышение среднего дебита жидкости в скважинах на 10-20%, увеличение МРП в 3-5 раз.