CC BY
56
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ТЕРНОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Ж.З. Кааров, инженер отдела анализа и разработки месторождений УВ ООО «ГеоЭкоАудит» (Россия, г. Тюмень)
DOI: 10.24411/2500-1000-2020-10338
Аннотация. В статье рассмотрены вопросы осложнений, возникающих при эксплуатации скважин на Терновском нефтегазоконденсатном месторождении. Основные осложнения связаны с поступлением на забой пластовых вод, отложением парафина и неорганических солей на подземном и надземном оборудовании, коррозионным износом оборудования. Приведена расчетная кривая гидратообразования пластового газа. Даны рекомендации для дальнейшей эффективной борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин.
Ключевые слова: коррозия, гидратообразование, метанол, газовый конденсат, поверхностно-активные вещества, комбигазлифт, парафиноотложение, механические примеси, эмульсия.
Терновское месторождение открыто в 1998 г. по данным сейсморазведки и бурения поисково-оценочной скважины №1Т в результате испытания песчаного пласта клинцовского горизонта.
Промышленная нефтегазоносность Терновского месторождения установлена в песчаниках клинцовского, воробьёвского и бобриковского горизонтов. Нефтяная залежь приурочена к песчаникам клинцов-ского горизонта, газоконденсатная залежь - к песчаникам воробьёвского и бобриковского горизонтов. Всего на месторождении пробурено 7 скважин.
Основные осложнения, которые могут возникнуть при эксплуатации скважин, связаны с: поступлением на забой пластовых вод, отложением парафина и неорганических солей на подземном и наземном оборудовании, коррозионным износом оборудования.
При высокой обводненности продукции добывающих скважин пластовые воды попадая в различные термобарические условия, как при подъеме жидкости на поверхность, так и в системе внутрипромыслово-го сбора и транспорта, способствуют отложению парафина и солей. Проведенный анализ отложений с ЭЦН скважины №4 Терновского месторождения в испытательной лаборатории установил, что основной состав солей - карбонаты кальция
(СаСОз) и карбонаты магния (М§СО3). В процентном соотношении отложения неорганических солей составляют 77,0%, отложения нефтепродуктов - 20,83%, механические примеси - 2,17%.
Эксплуатация скважин с высокой обводненностью (в среднем по клинцовско-му пласту 73,6%) способствует образованию стойких водонефтяных эмульсий, повышающих вязкость добываемой жидкости, что осложняет процесс подготовки нефти в системе нефтегазосбора и снижает межремонтный период работы механизированных скважин. К основным осложнениям в результате образования стойких эмульсий можно отнести: повышение гидравлических сопротивлений в рабочих органах УЭЦН и пробои электрической части вследствие перегрузок ПЭД.
Увеличение коррозионной активности, добываемой вместе с нефтью воды, на данном этапе эксплуатации является серьезной проблемой. Коррозионный износ внутренней поверхности трубопроводов с образованием шероховатости будет способствовать образованию отложений и снижать их пропускную способность.
Поэтому мероприятия по борьбе с осложнениями должны носить совокупный характер по предупреждению и предотвращению отложений солей, парафина и стойких эмульсий.
Для защиты наземного промыслового оборудования от коррозии, отложений солей и парафина, на сборном пункте Тер-новского месторождения предусмотрен блок подачи реагентов с применением ингибиторов. Для удаления отложений с внутренних поверхностей колонн НКТ проводят скребкование 1 раз в неделю.
Природный газ газоконденсатной залежи воробьевского горизонта Терновского месторождения содержит следующие компоненты, самостоятельно образующие гидраты в присутствии воды: метан, этан, пропан, изобутан, азот, диоксид углерода.
При газогидродинамических расчетах, требующих учета возможности гидратооб-разования в системе пласт - система сбора и подготовки газа, используются аналитические методы. Метод, приведенный позволяет провести расчеты в области положительных и отрицательных температур.
На рисунке 1 приведена расчетная кривая гидратообразования пластового газа. Из графика видно, что гидратообразование имеет место в наземных коммуникациях.
Для предупреждения и ликвидации образовавшихся гидратных отложений на УКПГ Терновского месторождения предусмотрена система подачи метанола.
ю
9 -
-
а
е-Г
Область гидрато образова ния
Г аз
-60
-50
-40
-30
-20
-10
10
20
30
Температура, °С
Рис. 1. Кривые равновесных давлений и температур гидратообразования пластового газа залежи воробьевского горизонта Терновского месторождения
Для обоснования технологического режима работы газоконденсатных скважин проведен расчет минимальной скорости
движения потока газа у башмака НКТ, при которой осуществляется вынос жидкости с забоя скважины:
Vmin —
1,23(45 - 0,45Рзаб)0,25
V 0,45 Р.
заб
1)
По минимальной скорости газа определялся минимальный дебит, при котором на забое газовой скважины не происходит накопления жидкости:
Qmin —
Vmin Тст Рзаб ТС (dBH)
4Р0 Z Т.
заб
2)
где Р3 а б, Т3а б - давление и температура на забое, МПа, К° Р(ъ Тст - стандартные давления и температура, МПа, К° Ъ - коэффициент сверхсжимаемости газа;
с1в н - внутренний диаметр НКТ, мм
Расчет показал, что минимальный дебит необходимый для выноса воды с забоя скважин составил 100 тыс. м /сут, которому соответствует скорость газа у башмака НКТ, равная 2.9 м3/сут, что также согласуется с результатами ГДИ проведенными в скважине №7Т. Таким образом, в настоящее время текущий дебит скважины не обеспечивает эффективный вынос жидкости с забоя, что в перспективе приведет к формированию жидкостных пробок.
Принудительное удаление накопившейся воды возможно газогидродинамическими, физико-химическими и механизированными способами.
Из всех способов удаления воды с забоя газовых скважин наибольшее распространение получил физико-химический способ - ввод в скважину пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жидком виде. При растворении ПАВ в воде и прохождении газа образуется пена, которая выносится при скоростях всего 0,1-0,2 м/с.
Наиболее распространенные из газогидродинамических способов - это периодические продувки скважин. Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15-30 мин. Скорость газа на забое должна при этом достигать 3-6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: неполное удаление жидкости с забоя, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.
В настоящее время на Мыльджинском газоконденсатном месторождении Западной Сибири испытано и используется технология подъема жидкости с забоя скважин с применением комбигазлифта, позволяющая исключить или значительно сократить потери газа. Данная технология включает в себя достоинства таких традиционных методов, как газлифт, плунжерный лифт и свабирование, не повторяет их недостатки, существенно расширяет об-
ласть применения энергии газа для подъема жидкости. Для практического осуществления не требуется значительных капитальных затрат на приобретение и монтаж устьевого и погружного оборудования, спуска-подъема и специальной подготовки лифтовых колонн, технология экологически безопасна, не сопровождается увеличением энергетических затрат при использовании.
Принцип действия комбигазлифта заключается в следующем. Короткое цилиндрическое устройство, размещенное в вертикальной трубе с зазором (рис. 2), перекрывает частично проходное сечение трубы. В результате уменьшается площадь проходного сечения, по которому движется поток газа и жидкости. В образованном зазоре скорость движения потока увеличивается пропорционально отношению площадей проходных сечений трубы и зазора. Если в вертикально расположенной трубе выше суженного участка находится жидкость, например, вода или нефть, то при определенных режимах движения газа жидкость выдувается из зазора. Зазор становится герметичным, непреодолимым для стока жидкости, находящейся выше него. Газ будет проходить через кольцевой зазор снизу-вверх, не давая жидкости стекать вниз. Площадь кольцевого зазора может составлять до 25-50% от площади проходного сечения лифтовой трубы. Это физическое явление названо «газопакерующий эффект», а устройство, способствующее образованию этого эффекта, - разделитель газа от жидкости (по тексту - разделитель).
Если принудительно, с помощью тягового устройства (проволоки и лебедки), опустить разделитель в работающую скважину под уровень жидкости, а затем поднимать по лифтовой колонне, то жидкость будет подниматься одновременно с ним. Для выполнения этого условия в реальной скважине необходимо поднимать разделитель со скоростью, меньшей средней скорости газа по трубе.
Предельная высота столба жидкости, поднимаемой за один цикл, зависит только от давления пластового газа. Если жид-
кость не выносится из скважины (режимы барботажа или периодического фонтанирования), нижний предел скорости подъе-
ма ограничивается только техническими возможностями лебедки.
4 - разделитель;
5 - центратор разделителя: 3 - лифтовая колонна: 6 - зазор.
Рис. 2. Схема оборудования комбигазлифта
В составе комплекса оборудования используется общепромысловое (лифтовая колонна 3) и специальное оборудование: лубрикаторы, лебедки с механизированным или ручным приводом (1), разделители (4). Вносить изменения в конструкцию устья (фонтанной арматуры) скважины, проведение работ, связанных с глушением скважины для перевода ее на эксплуатацию комбигазлифтом, не требуется. Разделитель спускают и поднимают лебедкой с
проволоке (2) диаметром 1,6-3,2 мм. Для спуско-подъемных операций могут использоваться передвижные или стационарные промысловые лебедки с ручным или механизированным приводом от газа или источника электроэнергии.
Разделитель газа от жидкости является основным элементом комплекса оборудования комбигазлифта. Возможные конструктивные выполнения разделителей представлены на рисунке 2.
двигателем мощностью 0,2-1,5 кВт на
Библиографический список
1. Агаларов Д.М. Исследование влияния магнитного поля на солеотложения в трубах при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1965. - № 10. - С. 54-57.
2. Саттарова Ф.М., Жданов А.А. О причинах и методах предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании в объединении Татнефть. - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело. - 1981. - №3. - С. 19-21.
3. Семеновых А.Н., Маркелов Д.В., Рагулин В.В., Волошин А.И., Михайлов А.Г. / Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтяное хозяйство. - 2005. - №8. - С. 68-71.
4. Шакрисламов А.Г., Гильмутдинов Б.Р., Гарифуллин Ф.С. Повышение эксплуатационной надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №8. - С. 128-131.
5. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 394 с.
- Науки о 3eMne -
MEASURES FOR PREVENTION AND COMBATING COMPLICATIONS DURING OPERATION OF WELLS AT TERNOVSKOE OIL DEPOSIT
Z.Z. Kaarov, Engineer of the department for analysis and development of oil and gas fields «GeoEkoAudit» LLC (Russia, Tyumen)
Abstract. The article addresses the issues of complications arising from the operation of wells at the Ternovskoye oil and gas condensate field. The main complications are related to the supply of formation water, the deposition of paraffin and inorganic salts in underground and aboveground equipment, and the corrosion of equipment. The calculated hydrate formation curve of the reservoir gas is presented. Recommendations are given on combating complications during well operation.
Keywords: corrosion, hydrate formation, methanol, gas condensate, surfactants, combigaslift, paraffin deposition, mechanical additives, emulsion.
