Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Характеристика продуктивных пластов, насыщающих их флюидов и основных осложнений при добыче нефти на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз» (ОАО «ВНГ»)... 10
1.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 10
1.2 Минералогический состав и гранулометрическая характеристика коллекторов продуктивных пластов . 14
1.3 Общая характеристика Ван-Еганского, Северо-Варьеганского и Хохряковского месторождений ОАО «ВНГ» 16
1.4 Характеристика насыщающих продуктивные пласты флюидов на месторождениях ОАО «ВНГ» 19
1.5 Основные осложнения при добыче нефти на месторождениях ОАО «ВНГ» 23
Выводы по главе 1 . 30
ГЛАВА 2 Исследование особенностей и причин выноса механических примесей, солеотложений и коррозии оборудования и промысловых трубопроводов при добыче нефти в ОАО ВНГ» 32
2.1 Особенности и причины выноса механических примесей . 32
2.2 Особенности процесса солеотложений 39
2.3 Коррозия оборудования и трубопроводов . 47
2.4 Взаимосвязь осложнений при добыче нефти . 61
Выводы по главе 2 66
ГЛАВА 3 Исследование химических реагентов для предотвращения осложнений при эксплуатации добывающего подземного оборудования и промысловых трубопроводов 69
3.1 Предотвращение выноса мехпримесей 70
3.2 Предотвращение солеотложений . 75
3.3 Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии . 86
3.4 Комплексная защита от солеотложений и коррозии применением химреагентов 96
3.5 Исследование особенностей дозировки малых доз химических реагентов и разработка устройства для дозирования таких доз 98
3.6 Экономическое обоснование применения химреагентов для
предотвращения осложнений в ОАО «ВНГ» 101
Выводы по главе 3 . 104
Основные выводы и рекомендации 108
Список сокращений 110
Список использованной литературы
- Минералогический состав и гранулометрическая характеристика коллекторов продуктивных пластов .
- Основные осложнения при добыче нефти на месторождениях ОАО «ВНГ»
- Особенности процесса солеотложений
- Комплексная защита от солеотложений и коррозии применением химреагентов
Минералогический состав и гранулометрическая характеристика коллекторов продуктивных пластов .
Особенности геолого-физических характеристик пластов, насыщающих их флюидов и основных осложнений добычи нефти в ОАО «ВНГ» рассмотрены на примере Ван-Еганского, Северо-Варьеганского и Хохряковского месторождений, расположенных в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа (рисунок 1).
Анализ физико-гидродинамических характеристик продуктивных пластов проведен по данным исследований керна, по результатам геофизических и гидродинамических исследований скважин на этих месторождениях, приведенных в действующих проектных документах на разработку и подсчету запасов по состоянию на 01.01.2014г. [1,2,3]. Литолого-стратиграфические разрезы отложений представлены в приложениях А, Б и В. Палеозойский складчатый фундамент представлен базальтами, туфами, известняками, мергелями, сланцами и аргиллитами. Эти породы разбиты трещинами с кальцитом, каолинитом и хлоритом.
Доюрский разрез осадочных пород (кора выветривания) сложен высококавернозными сланцами, известняками, глинами и аргиллитами, разбитыми трещинами. В этом разрезе находится слабоизученная газоконденсатная залежь КВ Северо-Варьеганского месторождения. Терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско кайнозойского осадочного чехла характеризуются сложным строением, переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Рисунок 1 - Обзорная схема месторождений Юрские отложения несогласно залегают на размытых породах триаса и палеозойского фундамента. 12 В нижнем отделе юры вскрыты пласты ЮВ10-12: продуктивны на Северо Варьеганском месторождении пласты ЮВ10 и ЮВ11, на Ван-Еганском – пласт ЮВ12. Эти пласты сложены разнозернистыми песчаниками, чаще мелкозернистыми, слабосцементированными, с прослоями алевролитов и аргиллитов, обогащенными гравийно-галечным материалом и кварцем, цемент глинистый и глинисто-карбонатный.
В среднем отделе юры в тюменской свите залегают пласты ЮВ2-4, характеризующиеся неравномерным чередованием тонко- и мелкозернистых песчаников и глин разной плотности с прослоями угля и сидерита. Цемент глинистый и кремнистый. На рассматриваемых месторождениях нефтеносен пласт ЮВ2, кроме того на Северо-Варьеганском месторождении нефтеносны пласты ЮВ3 и ЮВ4.
Отложения васюганской свиты верхнего отдела юры сложены неравномерным чередованием слоистых мелкозернистых глинистых, реже глинисто-карбонатных песчаников, алевролитов, аргиллитов и известняков. Цемент карбонатно-глинистый (каолинитовый). Промышленно нефтеносен горизонт ЮВ1.
Баженовская свита (литологический региональный репер Западной Сибири) сложена битуминозными аргиллитами, известняками и глинами. На Северо Варьеганском и Ван-Еганском месторождениях отмечены признаки нефтеносности пласта ЮВ0.
В нижнем отделе меловой системы в мегионской свите выделяют продуктивные пласты ачимовской толщи с характерным неравномерным переслаиванием мелкозернистых, глинистых, известковистых и смолистых песчаников и аргиллитов. Эти пласты (БВ16-21) промышленно нефтегазоносны на Ван-Еганском месторождении.
В верхней части мегионской свиты залегают пласты БВ8-13, представленные слоистым чередованием мелко – и среднезернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с глинами. Цемент глинистый (пленочный хлорит). На Ван-Еганском месторождении продуктивны пласты БВ8-12, на Северо-Варьеганском – пласт БВ8.
Ванденская (вартовская) свита верхнего отдела мела слагается осадками в виде неравномерного прерывистого чередования аргиллитов и мелкозернистых с прослоями аргиллитов и глин песчаников. На Ван-Еганском месторождении в этой свите пласты продуктивны как в группе АВ (АВ2-8), так и в группе БВ (БВ0-7). На Северо-Варьеганском и Хохряковском месторождениях эти пласты водоносны.
В алымской свите нижнего мела на Ван-Еганском месторождении, сложенного преимущественно глинистыми породами, на опесчаненных участках выделяется продуктивный пласт АВ1. Песчаник разнозернистый, слабосцементированный. В верхней части разрез группы пластов АВ завершает пласт АВ11, («рябчик»), сложенный тонкослоистым переслаиванием алевролитов, песчаников, аргиллитов с крайне невысокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).
Нижний и часть верхнего отдела меловых отложений венчает покурская свита, сложенная неравномерным переслаиванием песков, слабосцементированных песчаников, глин и известняков с характерными включениями бурых углей, пирита и сидерита. Цемент глинисто-карбонатный. В верхней части свиты породы менее плотные с низким содержанием глинистого цемента. В нижней части свиты песчаные породы более сцементированные, глины аргиллитоподобные. На Ван-Еганском месторождении к покурской свите приурочены залежи нефти и газа ПК1-21, в том числе самая крупная нефтегазовая залежь ПК1-2, где сосредоточено больше половины запасов нефти и основная часть запасов свободного газа. На Северо-Варьеганском и Хохряковском месторождениях пласты покурской свиты водоносны. 1.2. Минералогический состав и гранулометрическая характеристика коллекторов продуктивных пластов
С целью наиболее полного изучения характеристик разрезов, определения коллекторских свойств продуктивных пластов проектами поисково-разведочного бурения предусматривался отбор керна из продуктивной части разрезов во всех разведочных скважинах более 2% от общей проходки, фактический вынос керна не превышал 50% от проходки с отбором керна [1,2,3]. Из-за низкого процента выноса керна по разрезу коры выветривания доюрского комплекса (от 0 до 10%) изученность их весьма слабая и неоднозначная.
Основные осложнения при добыче нефти на месторождениях ОАО «ВНГ»
Рассматривая особенности и причины осложнений при добыче нефти, следует отметить, что они определяются как гидрогеологическими характеристиками продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, принятой системой разработки, так и технологическими режимами эксплуатации оборудования. Исследованиями данных проблем занимались И.З. Ахметшина, М.Д. Валеев, Ю.П. Гаттенбергер, А.А. Гоник, В.В. Завьялов, Ф.Я. Канзафаров, В.Е. Кащавцев, С.Ф. Люшин, Н.С. Маринин, А.Н. Маркин, И.Т. Мищенко, З.Г. Мурзагильдин, К.Р. Низамов, В.Н. Николаевский, Г.Н. Позднышев, Н.Н. Персиянцев, В.В. Рагулин, К.Р. Уразаков, А.Г. Хуршудов, С.Б. Якимов и др.
Отметим, что в отрасли нет единого руководства по расследованию отказов подземного оборудования и трубопроводов. Унификации таких обследований, повышению квалификации специалистов способствуют проводимые производственно-техническим нефтегазовым журналом "Инженерная практика" семинары и конференции, опубликованные на страницах издания редакционные материалы по отдельным видам осложнений при добыче нефти[10,11,12].
Особенности и причины выноса механических примесей При эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири основным осложнением при добыче нефти является вынос механических примесей. Так, на анализируемых месторождениях в ОАО «ВНГ» доля отказов УЭЦН, связанная с негативным воздействием механических примесей, составляет 20...40%.
Источником мехпримесей является, в первую очередь, сам эксплуатируемый пласт из-за его разрушения, вызванного исходными литологическими и физико-механическими характеристиками пород коллектора, системой разработки с проводимыми геолого-техническими мероприятиями (ГТМ) по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов, а также параметрами эксплуатации УЭЦН.
Как уже отмечалось, залежи нефти и газа в ОАО «ВНГ» приурочены к мощной толще терригенных отложений, в которых основными коллекторами является мелкозернистые, слабосцементированные глинистым и глини-стокарбонатным материалом, песчаники слоистого строения. Рыхлость и слабая механическая прочность пород отмечается в пластах покурской свиты, заметная и в пластах группы АВ и БВ.
Известно [13,14], что осадочные породы обладают низкими значениями прочности и упругости (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) и повышенными значениями коэффициента пластичности. При этом увеличение влажности снижает упругие и прочностные свойства и повышает пластические свойства пород. Наименьшими прочностными свойствами обладают обломочные породы с глинистым цементом, причем они резко теряют свою прочность при водонасыщении. Преобладание в составе глинистого цемента пород - коллекторов покурской свиты хлорита и гидрослюды, подверженных необратимому процессу набухания, еще больше усугубляет вынос механических частиц при разработке залежей нефти и газа. В пластах групп АВ и БВ постепенно с глубиной залегания в составе цементирующего материала отмечается стойкий к набуханию каолинит, а в юрских отложениях он преобладает. Но в этих пластах прослои среднезернистого песчаника с повышенной проницаемостью при разработке месторождений наиболее подвержены гидродинамическому воздействию, приводящему к расширению трещин за счет выноса мелкозернистых песков из слабосцементированных участков. Неэффективность заводнения таких пластов, особенно при раскрытии трещин при высоких давлениях нагнетания, доказана гидродинамическими исследованиями на Хохряковском месторождении [3].
Процесс механического выноса мелких частиц потоком добываемой жидкости усиливается при превышении допустимых депрессий на пласт, увеличении скорости фильтрации, нарушении режима запуска УЭЦН и пульсирующем характере работы системы заводнения. Этот процесс развивается в отдельных слоях или толще неоднородного по минералогическому и гранулометрическому составу пород, на контакте нескольких пропластков слоистого пласта в области разгрузки переносимых потоком жидкости мелких частиц в зоне перфорации продуктивного пласта [12,15].
Увеличение флотационной способности добываемой жидкости, при росте ее обводненности за счет образования эмульсий с повышенной вязкостью, способствует выносу мехпримесей.
Пласт также является источником мехпримесей при выносе проппанта, используемого при гидроразрыве пластов (ГРП), а также кристаллов солей, выпавших в пластовых условиях. Так, в работе [16] показана корреляция доли отказов УЭЦН вследствие выноса мехпримесей с долей фонда с ГРП и превышением допустимой депрессии на пласт.
Источниками мехпримесей являются технологические жидкости, используемые для глушения и промывок скважин, химреагенты, растворители и т.п. при несоблюдении регламентов по их подготовке к применению. Нельзя не отметить нарушений на сервисных базах регламентов подготовки глубинно-насосного оборудования (ГНО) и нарушений регламентов проведения буровых и ремонтных работ на скважинах. В составе мехпримесей отмечают продукты коррозии обсадных колонн скважин. В технических условиях российских производителей УЭЦН качество откачиваемой жидкости характеризуется следующими параметрами: максимальная массовая концентрация твердых частиц с относительной твердостью по Моосу, максимальное содержание свободного газа, максимальная концентрация сероводорода. На разные типы насосов установлены пределы содержания мехпримесей 100...500мг/л с относительной твердостью по Моосу 5...7 единиц [17]. В то же время по общим техническим условиям на поставку нефти потребителям по всем трем группам (степени подготовки) максимальная доля мехпримесей не должна превышать 0,05% (500мг/л) [18].
Особенности процесса солеотложений
В работе [69] показано, что коррозионный процесс в присутствии СВБ протекает беспрепятственно из-за разрыхления первичных пленок сульфида железа продуктами метаболизма бактерий (СО2, ацетаты), так как при активном биоценозе СВБ наряду с H2S продуцируется до 200мг/л СО2.
Большинство публикаций по углекислотной коррозии относится к эксплуатации газоконденсатных и газовых месторождений с высоким парциальным давлением СО2 и слабоминерализованными конденсационными водами при температуре 60…1400С, эксплуатации нефтегазовых месторождений с аномальным высоким содержанием Н2S и СО2 в продукции (Тенгизское, Астраханское, Лак и др.), или закачкой СО2 и карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи.
В ОАО «ВНГ» содержание СО2 в газовой фазе при разгазировании пластовой нефти определено в количестве 0,4…2,0% объем., а H2S – отсутствовал [1,2,3]. В пластовых водах скважин содержалось более 200мг/л СО2 в пластах ПК и ЮВ и более 100мг/л – в пластах АВ и БВ, содержание H2S незначительно (0…3мг/л), по отдельным скважинам на Ван-Еганском месторождении определяли 9…13мг/л H2S [9,44,67], по другим источникам [8] содержание H2S в пластовых водах месторождений Западной Сибири не превышало 2,5мг/л.
Такое содержание СО2 было характерно для начального периода разработки многих залежей девонской и угленосной нефти Урало-Поволжья на Туймазинском, Шкаповском, Арланском, Ромашкинском месторождениях при пластовых давлениях 17…18МПа и температуре 300С. Здесь коррозия подземного оборудования и трубопроводов системы сбора нефти не наблюдалась десятки лет до появления H2S в нефти и попутном газе из-за заражения пластов СВБ при заводнении пресными речными водами. В пластовых водах данных месторождений содержалось 6…25г/л ионов Са2++Mg2+, 40…300мг/л НСО2-3 и 80…120мг/л SO2-4 и солеотложения состояли в основном из CaSO4, а именно гипса CaSO42Н2О. Общепринятым к настоящему времени объяснением катастрофических скоростей локального разрушения подземного оборудования и трубопроводов в виде язв, каверн, канавок и других видов на месторождениях Западной Сибири является механизм электрохимической углекислотной коррозии [4,8,9,44,70,71]. В этих работах отмечается, что углекислотная коррозия при равных значениях рН протекает с большой скоростью, чем в растворах сильных кислот, так как к диффузии ионов Н+ из объема раствора присоединяется дополнительный процесс диссоциации Н2СО3 в приэлектродном слое металла. Этим самым снимаются транспортные (диффузионные) ограничения по иону Н+. При этом не отвергается возможность непосредственного участия двуокиси углерода в катодном процессе.
Ускорение многостадийного анодного процесса авторы связывают с химическим и адсорбционным взаимодействием металла с анионами среды (Cl-, SO2-4, HСO-3, HS-, OH-) с образованием промежуточных комплексов, ослабляющих связи атомов железа между собой и способствующих переходу Fe2+ в раствор.
Дальнейшую локализацию коррозионного процесса в углекислотных средах авторы связывают с образованием осадков FeCO3 и CaCO3, частичным и неравномерным удалением их гидродинамическим потоком, когда эти оголенные от осадков участки становятся анодами и разрушаются с экстремальной скоростью. При этом отмечается, что структура и состав таких отложений зависит от состава и термообработки (структуры) стали. Локальное удаление отложений FeCO3 и СаСО3 связано с высокими скоростями газожидкостного потока с мехпримесями, гидравлическими ударами, кавитационным воздействием пузырьков газа, вибрацией из-за газовых пробок, механохимическим разрушением осадков.
Неравномерность осадков FeCO3 и СаСО3 и прочности их адгезии к металлу определяется условиями переменного смачивания нефтью, водой и газом металлической поверхности. Так, по [71], при наличии углеводородной фазы и осадкообразований, скорость коррозии возрастает в 1,5…2,5 раза, при этом наличие в среде ионов Са2+ и активных анионов Cl- снижает защитные свойства FeCO3.
В работах [1,9,44] рассматривается влияние структуры стали НКТ при одинаковом составе на структуру осадков и коррозию при различных условиях термообработки и выдвинуты требования к металлу для повышения стойкости труб к углекислотной коррозии: содержание S и Р0,03% каждого, С=0,32…0,38%, Mn=0,8…1%, Сr=0,8…1,2%; термообработка – нормализация по всему телу трубы для получения феррито - перлитной структуры.
Коррозия метала в узких щелях и зазорах носит локальный характер и связан с разницей доступа электролита к поверхности металла и резким подкислением среды в этих анодных участках [62] за счет гидролиза соединений железа.
В углеводородной фазе в условиях избирательного смачивания на границе раздела фаз вода-нефть, например, в нефтесборных коллекторах с расслоенным течением, выделяются тонкие слои воды, образуя щели с затрудненным доступом электролита. Щелевая коррозия характерна для резьбовых соединений НКТ, обсадных колонн и других сочленений подземного оборудования при недоворотах и нарушениях с применением герметиков. В актах расследований отказов такие аварии чаще всего квалифицируются как размывы резьб.
Согласно химической кинетике [51,52,62,64] скорость коррозии стали в электролитах возрастает с увеличением температуры, но при этом необходимо учитывать снижение растворимости Н2S, СО2, О2 в водной и углеводородной фазах.
Комплексная защита от солеотложений и коррозии применением химреагентов
Для поддержания необходимых темпов разработки нефтяных месторождений требуется обеспечить надежное функционирование каждого звена и системы в целом без загрязнения окружающей среды и потерь углеводородов с высокими технико-экономическими показателями.
Ниже приведены результаты проведенного нами анализа различных способов предотвращения осложнений с рассмотрением их первопричин во взаимодействии на всех этапах разработки нефтяных месторождений в единой гидродинамической системе нефтяной пласт – скважины – трубопроводы и оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и сточной воды, поддержания пластового давления.
В таблице 12 приведены факторы, которые необходимо учитывать при выборе способов предотвращения осложнений. Несомненно, что они являются предпочтительными на новых месторождениях. На объектах ОАО «ВНГ» согласно принятой системе разработки необходимо минимизировать затраты на борьбу с осложнениями, что можно сделать только при максимальном учете действующих факторов.
Одним из эффективных методов борьбы с осложнениями при добыче нефти является применение химических реагентов. Они совместимы с существующими технологиями добычи и подготовки нефти, не требуют больших капитальных вложений и могут использоваться на той стадии разработки, когда по тем или иным причинам возникают осложнения [8,54,55,61,72,74,75]. 3.1 Предотвращение выноса мехпримесей
Как уже отмечалось выше, источником основного вида осложнений при добыче нефти в ОАО «ВНГ» - выноса мехпримесей, - является слабосцементированные мелкозернистые песчаники эксплуатируемых пластов.
Значительный опыт крепления призабойной зоны пласта синтетической отечественной смолой «ЛИНК» имеется в ООО «РН-Пурнефтегаз» [10,12,34] и ОАО «ВНГ» [77]. Основным элементом технологии является полимерная смола, смешанная с пластификатором, отвердителем и газообразователем, которая после закачки в пласт вспенивается, образуя пемзообразную массу. В этой массе при ее отверждении закрепляются мелкозернистые составляющие коллектора и предотвращается последующее разрушение пласта. Технология аналогична рассмотренной выше технологии применения Secure SC 2020 и состоит в последовательной закачке буферной оторочки (6…8 м3 безводной нефти), рабочего состава (0,7…0,8 м3 на один метр эффективной толщины пласта), гидрофобной жидкости объемом, превышающим в 1,5…2 раза объем рабочего состава (безводная нефть), выдержке на реагирование и отверждение и постепенном вводе скважины в эксплуатацию.
По объектам покурской свиты ОАО «ВНГ» применение технологии «ЛИНК» в 51 скважине позволило довести МРП до 366 суток.
Экономический эффект применения технологии крепления ПЗП в ОАО «ВНГ» составом Secure SC 2020 в 1,5 раза выше, чем по технологии «ЛИНК» и практически не отмечено снижения производительности скважин [77]. В то же время в скважинах ОАО "РН-Пурнефтегаз" [34] отмечено заметное снижение ФЕС и, соответственно, дебитов.
В работе [78] рассмотрена технология Sand Aid консолидации мелких частиц в поровом пространстве пласта, при котором закачанный в пласт низкомолекулярный реагент адсорбируется на поверхности твердых частиц и изменяет их поверхностный заряд. Это ведет к объединению мелких частиц, упорядочению структуры и предотвращает их миграцию. Так как увеличение обводненности добываемой продукции ведет к растворению глинистого цемента пород коллектора (хлорита и гидрослюды) и росту выноса песка, то для борьбы с этим осложнением были апробированы традиционные методы крепления призабойной зоны пласта, в том числе используемые в технологиях РИР [12,79,80], например, технологии цементирования с различными добавками и обработки различными смолами с отвердителями и другими ингредиентами. Однако эти технологии, как и ожидалось по своему назначению, приводят к сильному снижению ФЕС коллектора и поэтому требуется проведение дорогостоящих работ по восстановлению продуктивности пласта.
С учетом глубины залегания пласта ПК1-2 на Ван-Еганском месторождении (менее 1000м) с вязкой и тяжелой нефтью возможно применение метода закрепления рыхлого песка залежи за счет коксования этой нефти закачкой нагретого воздуха, однако данная технология, по нашему мнению, может быть рассмотрена только после создания эффективной технологии разработки сеноманских залежей в РФ.
Как уже указывалось, операции ГРП сопровождаются увеличением выноса мехпримесей и недостаточно закрепленного проппанта.
Отметим, что твердость зерен проппанта составляет 9 единиц по шкале Мооса (см. таблица 8) и вклад этих частиц в абразивный износ оборудования на порядок выше вклада зерен кварца с твердостью 7 единиц, хотя при расчете индекса абразивности учитывается только влияние кварца.
Решению данной проблемы направлены несколько технологий фирмы Haliburton c торговыми названиями Sand Trap, Prop Stop, Prop Stop WC, Sand Wedge, Fine Fix [12].
Для уменьшения выноса раскрошившихся зерен проппанта в практике ГРП на месторождениях Западной Сибири широко используют разработки фирмы Schlumberger [12]. Так, распространено применение проппанта, покрытого термореактивным олигомером фенолформальдегидной смолы (RCP проппант), который при давлении выше 7 МПа и температуре более 550С досшивается с увеличением адгезии между зернами покрытого смолой проппанта. При меньших температурах необходимо добавлять активаторы полимеризации смолы или прогревать ПЗП закачкой горячего воздуха.
Похожие диссертации на Повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных геолого-промысловых условиях (на примере ОАО "Варьеганнефтегаз")
