Содержание к диссертации
Введение
1. История разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана 5
2. Ограничение водопритока в нефтяные скважины с помощью химических реагентов на месторождениях северо-запада Башкортостана , 14
2.1. Ограничение притока подошвенных и нижних вод через добывающие скважины , 15
2.2. Применение пенных систем 20
2.3. Снижение объемов попутно-добываемой воды 33
2.3.1, Технологии микробиологического воздействия 34
2.3.2. Применение физико-химических методов 42
3. Применение химических реагентов для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии в НГДУ «Чекмагушнефть» 49
3.1. Борьба с коррозией насосно-компрессорных труб 49
3.2. Применение ингибиторов коррозии 61
3.3. Методы борьбы с сероводородом при добыче нефти 75
3.3.1. Исследования сульфатредукции и биокоррозии 79
3.3.2. Применение бактерицидов 82
33.3. Использование нейтрализаторов сероводорода 87
4. Борьба с отложениями в нефтяных скважинах и нефтепромысловом оборудовании в НГДУ «Чекмагушнефть» 92
4.1. Предотвращение и удаление отложений неорганических солей... 92
4.2. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений 107
5. Применение деэмульгаторов для промысловой подготовки нефти на месторождениях северо-запада Башкортостана 120
Выводы 131
Литература 133
- Применение пенных систем
- Борьба с коррозией насосно-компрессорных труб
- Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений
Введение к работе
На современном этапе развития нефтяной промышленности основное количество высокопродуктивных месторождений и залежей вступило в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти.
Процессы добычи сбора и подготовки обводненной нефти осложняются комплексом проблем, связанных с образованием стойких нефтяных эмульсий, отложениями асфальтосмолистых веществ и парафиновых углеводородов, неорганических солей, коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов.
Одним из главных направлений борьбы с всевозможными осложнениями, возникающими при добыче обводненной нефти, является использование различных продуктов химии и нефтехимии.
С развитием химической и нефтехимической промышленностей происходит расширение ассортимента химических реагентов, правильный выбор которых позволяет нефтедобывающим предприятиям поддерживать добычу нефти на старых месторождениях.
В этой связи историко-технический анализ применения химических реагентов в НГДУ «Чекмагушнефть», разрабатывающего месторождения северо-запада Башкортостана, где темпы снижения добычи нефти ниже, чем в других регионах страны, вследствие использования передовых технологий, является актуальной задачей.
Цели работы: проанализировать и установить основные этапы и направления использования химических реагентов на месторождениях северо-запада Башкортостана; определить наиболее эффективные реагенты и технологии их применения для борьбы с осложнениями, возникающими при добыче обводненной нефти; - на основе анализа промысловых испытаний и промышленного внедрения на месторождениях выявить химические реагенты, которые наиболее существенным образом определяют суммарный объем извлечения нефти из пласта, темпы добычи и качество добываемой продукции; - проследить повышение эффективности использования химических реагентов по мере развития химической науки, химической и нефтехимической промышленностей.
Научная новизна работы.
Настоящая работа является первым историко-техническим исследованием развития применения химических реагентов для борьбы с осложнениями, возникающими при добыче обводненной нефти. Она содержит выводы и обобщения по развитию технологий с применением химических реагентов для решения проблем, возникающих на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.
Практическая значимость заключается в том, что материалы работы использованы в НГДУ «Чекмагушнефть» для выбора наиболее эффективных химических реагентов и технологий их применения, что позволило в 2005-2006 г.г, получить экономический эффект более 11,6 млн.руб.
Результаты работы используются при чтении курсов лекций по дисциплинам «История науки и техники» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» для студентов, обучающихся по направлениям подготовки 650700 и 130503, соответственно, в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.
Применение пенных систем
Начиная с 1972 года, в течение ряда лет в НГДУ "Чекмагушнефть" проводились опытные работы с применением пенных систем для интенсификации притока нефти и ограничения притока воды -пенообработки добывающих скважин, термопенокислотные обработки, освоение скважин, очистка призабойной зоны пласта, ремонтно-изоляционные работы с применением двухфазных пен и пеноцементных растворов [18].
Пенокислотные обработки скважин на рифогенных месторождениях Ишимбая с целью интенсификации притока нефти показали хорошие результаты. Однако на месторождениях платформенного типа, каковыми являются месторождения северо-запада Башкортостана, продуктивные пласты отличаются от рифовых. Так скважины НГДУ "Чекмагушнефть" характеризуются большим пластовым давлением, меньшей толщиной пласта, наличием обсадной колонны, повышенным содержанием парафиновых и асфальто-смолистых отложений [19].
В 1980 году в НГДУ "Чекмагушнефть" были начаты опытные пенокислотные обработки (ПКО) скважин с целью отработки технологии и выявления возможностей интенсификации притока нефти из карбонатных пластов с применением данного метода.
Проведенные ПКО в условиях НГДУ "Чекмагушнефть" свидетельствовали об эффективности данного метода. Из 33 скважино-операций, проведенных в нефтяных скважинах, в 12 были получены положительные результаты. Было добыто дополнительно 13433 тн нефти, т.е. І033 тн на 1 скважину. В анализ включены и скважины, где ПКО предшествовало термогазохимические воздействие (ТГХВ), изоляционные работы, перфорация дополнительных пластов, т.е. обработка призабойной зоны пласта была комплексной.
В 4-х скважинах были проведены "чистые" ПКО, по которым дополнительно добыли 7122 тн нефти или 1780 тн на 1 скважину. Из приведенных данных видно, что эффективность "чистых" ПКО оказалась даже выше, нежели ПКО комплексные.
Обработкам подвергались известняки турнейского яруса с толщиной пласта от 15 до 38 м с дебитом нефти от 1,5 до 21 тн/сут. и обводненностью от 4 до 59 %. Для обработки использовался 13 %-ный раствор соляной кислоты с добавкой 0,5-1,0 % раствора пенообразователя. Объем кислотного раствора составлял 0,4 - 2,4 м на 1м толщины пласта, но не более 24 м на скважину. Эффективность обработок находилась в прямой зависимости от толщины пласта и в обратной от обводненности продукции. Наибольший прирост нефти получили в скважине 774 Чермасанской площади (с 2,8 до 6,5 тн/сут. или в 2,6 раза) и в скважине 1517 Таймурзинской площади (с 14,3 до 24,3 тн/сут.) Отсюда был сделан вывод, что, применение пены увеличивает эффективность кислотной обработки, так как осадки, образовавшиеся при взаимодействии породы с кислотой, находятся во взвешенном состоянии и выносятся на поверхность.
Термопенокислотные обработки (ТПКО) по сравнению с ПКО были проведены в меньшем объеме. Ограниченный объем ТПКО объяснялся в первую очередь неудовлетворением заявок на стержневой магний. Последнее обусловило поиск новой технологии с использованием гранулированного магния, которая была предложена работниками опытно-промышленной группы цеха научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) и цеха капитального и подземного ремонтов скважин (ЦКПРС) НГДУ «Чекмагушнефть», а таюке учеными Башкирского научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности (БашНИПИнефть). С использованием стержневого магния было проведено 3 обработки, а с использованием гранулированного магния - 9. Процесс обработки проводили в следующей последовательности [20]: 1. В скважине проводили необходимый комплекс промысловых геофизических исследований, подготовительных работ.
2. Спускали в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером и спецмуфтой-клапаном, предназначенном для проведения очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции.
3. Производили посадку пакера выше обрабатываемой толщины пласта на 10 - 20 м.
4. Устье скважины обвязывали насосным агрегатом (ЦА - 320), пескосмесителем и компрессором (КПУ 16/250) через аэратор.
5. Закачивали в скважину через НКТ последовательно 2 - 4 м3 13 % ной соляной кислоты, 0,5 - 1 м пресной воды («нижний» буфер), расчетное количество гранулированного магния в составе стабилизированной пены, 0,5 - 1 м пресной воды («верхний» буфер), расчетное количество пенокислоты, двухфазную пену в качестве продавочной жидкости. Время реакции пенокислоты с карбонатной поровой после закачки в пласт составляло 1 - 1,5 часа.
Борьба с коррозией насосно-компрессорных труб
В настоящее время в процессе разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана вместе с нефтью добывается более 80 % минерализированной воды, которая вызывает ощутимую коррозию глубинного скважинного оборудования. Аналогичная картина отмечается в нефтяных добывающих скважинах НГДУ «Чекмагушнефть».
Особенно подвержены коррозии колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), относящихся к наиболее ответственному глубинному оборудованию скважин, применяемому при механизированном способе добычи нефти, когда в результате сквозной коррозии последних прекращается подача добываемой жидкости. Для ликвидации этих последствий привлекаются бригады подземного ремонта скважин (ПРС) с обязательными спуско-подъемными операциями.
Парк НКТ в составе подземного оборудования добывающих скважин ООО НГДУ «Чекмагушнефть» составляет более 3400 тыс.м, в т. ч. по скважинам, оборудованными УЭЦН - 750 тыс.м. Причем 60,5 % НКТ самортизированы. На месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть» эксплуатируются более 2,5 тысяч скважин, оборудованными в среднем 72 % штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), 28 % установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) [17].
Многообразие условий эксплуатации колонн насосно-компрессорных труб даже в пределах одного месторождения обусловливает различные причины их отказов. Повреждения НКТ чаще всего приводит к утечкам и обрывам колонн, что вызывает сокращение добычи.
Для того чтобы установить характер и определить места утечек были проанализированы ремонты по смене НКТ в период с 1998 по 2002 годы. За рассматриваемый период проведено 1173 ремонтов, связанных с ликвидацией утечек НКТ, что составляет 18,7% от общего числа подземных ремонтов добывающих скважин. Следует отметить (рисунок 3.1), что 38,8% ликвидации утечек приходится на цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) №2, 19,3 % - ЦДНГ №3, на остальные нефтепромыслы от 12 до 16%. Из общего количества ремонтов по утечкам НКТ в ООО НГДУ «Чекмагушнефть» 68,5 % относится к ликвидации утечек НКТ по электроцентробежным насосам (ЭЦН), 31,5 % по штанговым глубинным насосам (ШГН). На скважины, эксплуатируемые ЭЦН, приходится от 117 до 214 ремонтов, ЩГН-52-90. Выявлено, что 70,3 % составляют утечки по телу трубы, 29,3% по резьбе и 0,4% по муфте. Причем на скважинах, оборудованных ШГН, отказы по телу и резьбе НКТ имеют одинаковый порядок, а на скважинах с ЭЦН отказы по телу примерно в 3 раза выше отказов по резьбовой части.
За 5 лет было проведено 363 ремонта с полной сменой НКТ. Как видно из таблицы 3.1 наибольшее количество ремонтов по смене НКТ приходится на скважины с повышенной коррозией глубинного оборудования, эксплуатируемые установками ЭЦН (в среднем 70 %).
Если сравнить ремонты по полной замене НКТ по ЦДНГ за 5 лет, то большее количество у ЦДНГ №2 -123, это треть ремонтов по смене НКТ за 1998-2002 годы, почти в 2 раза меньше в ЦДНГ №№ 3,4. В пределах 10-13 % составляют ремонты по ЦЦНГ №№ 1,5 [38,41,42,43,44].
Затраты на закупку новых труб и ремонт существующего фонда НКТ составляют значительную часть расходов в себестоимости нефти. Эффективным направлением сокращения расхода на поддержание парка труб является увеличение срока их службы.
Для выбора методов борьбы с коррозией возникла необходимость установить её основные закономерности в зависимости от технологических и других факторов эксплуатации. С этой целью были выбраны скважины Юлдузовского участка Юсуповской площади.
Фонд скважин, оборудованных УЭЦН и ШСНУ, был подразделён на 3 группы по обводнённости продукции скважин: 0...30%; 30...60% и 60% и более. Первая группа с малым содержанием воды характеризовала скважины, в которых влияние водной фазы на коррозию можно пренебречь. Вторая группа характеризует скважины, в которых контакт глобул воды в потоке жидкости с металлом уже существенен и может повлиять на коррозионные процессы.
И, наконец, третья группа характерна инверсией фаз и полным контактом агрессивной среды - воды с поверхностью металла.
Для всех трёх групп построены зависимости количества отказов НКТ от дебита скважин для УЭЦН и ПІСНУ. В области значений дебитов до 15 м3/сут. точки скважин с ШСНУ. В области значений дебитов 18 м3/сут. и более расположились скважины с УЭЦН.
Из рисунка 3.2 видно, что для первой группы удельное количество утечек практически не зависит от дебита жидкости. Для второй группы эта зависимость уже имеет слабо выраженный характер. Третья группа характерна сильно выраженной зависимостью количества отказов от дебита скважины. Увеличение скорости коррозии с ростом дебита свидетельствует, прежде всего, о коррозионно-абразивной форме разрушения металла НКТ.
Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений
Начальный период эксплуатации большинства нефтяных месторождений Башкортостана, приуроченных к отложениям девона, нижнего и среднего карбона характеризовался осложнениями, связанными с образованием и накоплением на поверхности подземного оборудования скважин твердых углеводородных осадков, состоящих преимущественно из асфальтенов, смол и парафинов. Из-за образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) был низок межремонтный период работы добывающих скважин, допускалось существенное снижение их дебитов, что приводило к значительным потерям в добыче нефти. Структура АСПО при этом характеризовалась вязкопластичным и плотным строением. Для борьбы с АСПО преимущественно использовались тепловые методы и скребки различных конструкций. Основным методом очистки насосно-компрессорных труб и штанг от АСПО было применение острого пара, вырабатываемого передвижными парогенераторными установками (ППУ, при текущих ремонтах [104,105].
Борьба с АСПО часто связана с использованием различных технических средств, В частности, в середине 70-х годов для ликвидации отложений проводились опытно-промышленные работы по электропрогреву скважин [106].
Сущность периодического прогрева заключается в том, что в течении непродолжительного времени происходит нагрев призабойноной зоны пласта (ПЗП) и скважинной продукции до температуры, достаточной для расплавления парафино-смолистых веществ, отложившихся в перфорационных отверстиях и ПЗП. Для осуществления электропрогрева насосно-компрессорные трубы и Другое оборудование извлекаются из скважины, а электронагреватель спускается на кабель - тросе. После окончания прогрева электронагреватель извлекается из скважины, спускается насосное оборудование и скважину пускают в эксплуатацию [107,108].
В 1974-75 годах был проведен электропрогрев 5-ти скважин, используя установку УЭС-1500, На скважинах применялся трехфазный электронагреватель конструкции Истринского завода электротехнического оборудования. Температура нагрева призабойной зоны поддерживалась в пределах 123 С , время прогрева составляло 60-80 часов. Электропогрев скважины проводился под непосредственным наблюдением и контролем со стороны работников НГДУ «Чекмагушнефть» Р. Зайнашева, Ш.Исланова, Ф. Халиуллина и В. Долженкова из «БашНЖШнефти». Под руководством мастера по исследованиям ЦНИПР С. Валеева проводился комплекс исследований скважин до и после обработок для выявления эффективности проводимых мероприятий.
Полученные результаты прогрева скважин показали нецелесообразность его применения в условиях НГДУ. В идеале из-за удаления расплавленных парафиновых отложений в ПЗП проницаемость должна была восстановиться, и скважина начать работать с повышенным дебитом. Но гидродинамические характеристики призабойной зоны остались неизменными. Не изменился и характер динамограммы. Годовой экономический эффект практически по всем скважинам оказался равным нулю, а по скважине № 4 Саитовской площади наблюдался даже отрицательный эффект, так как производительность скважины упала ниже исходной. К тому же, имеющееся оборудование не позволяло вести прогрев более длительное время, что являлось одним из решающих фактором прогрева на большее расстояние призабойной зоны пласта.
В 1976 году согласно плана новой техники на месторождениях НГДУ было произведено еще 10 электропрогревов призабойной зоны эксплуатационных скважин. К подбору скважин был серьезный подход, однако техника и технология осталась на уровне прошлых лет. Расчеты Р.Сафаровой из отдела обоснования геолого-технических мероприятий НГДУ «Чекмагушнефть» показали, что термообработка является экономически эффективной только при получении прироста добычи нефти не менее 60 тн на одну скважину. Из 10 скважин только 3 дали положительный эффект. Если взять средний прирост по 10-ти скважинам, то он составил 40 тн. Из этого видно, что в условиях НГДУ электропрогрев призабойной зоны скважин все-таки явился малоэффективным [109].
В ПО «Башнефть» с 1973 года для удаления АСПО наряду с другими тепловыми методами успешно применялся метод термогазохимического способа воздействия (ТГХВ) на призабойную зону скважин. Сущность ТГХВ заключалась в использовании энергетических и химических свойств продуктов сгорания пороха в стволе скважины на уровне обрабатываемого пласта. Процесс горения пороха в замкнутом объеме сопровождался значительным ростом давления и температуры за счет выделения разогретых газообразных продуктов. За счет теплопроводности породы пласта тепловое воздействие выгодно отличается по характеру от обычного нагревания. Положительным фактором процесса сжигания порохов в скважине является возможность химического воздействия газовой фазы продуктов горения на скелет породы и пластовую жидкость. Газообразные продукты горения порохов в основном состоят из хлористого водорода и углекислого газа. Проникая в поры пород, хлористый водород при наличии воды образует соляную кислоту, концентрация которой зависит от количества воды и газообразных продуктов горения порохов и может достигать 1 -5 %.
Для осуществления ТГХВ разработаны и освоены отечественной промышленностью специальные устройства - аккумуляторы давления скважин (АДС), не имеющие камеры сжигания. Порох сжигается непосредственно в среде нефти, воды или кислоты, находящейся в скважине. Практическое осуществление ТГХВ производится с применением существующего стандартного нефтепромыслового и геофизического оборудования [110].
Проведенные в 1980 году В НГДУ «Чекмагушнефть» ТГХВ на 105 скважинах дал дополнительно 37,8 т.тн нефти, в 1981 году выполнив 112 ТГХВ дополнительно было добыто 38,6 т.тн.
