Содержание к диссертации
Введение
1. Виды осложнений и методы борьбы с ними при эксплуатации скважин . 14
1.1. Характеристика осложнений 14
1.2.Применяемые методы борьбы с АСПО 18
1.2.1 Новая технология подъема НГВС с забоя скважины для снижения интенсивности отложении АСПО 26
1.3.Методы удаления и предупреждения отложений неорганических солей 28
1.3.1 Борьба с отложениями сульфидов в скважинах 31
1.3.2 Удаление отложений солей из ПЗП нагнетательных скважин 33
1.3.3 Очистка сточных вод от солей и мехпримесей 36
1.3.4 Разработка и применение новой ингибирующей композиции 41
1.4.Предупреждение образования высоковязкой и стойкой эмульсии в скважине 49
1.5 Анализ применения ингибиторов коррозии для защиты глубиннонасосного оборудования скважины. 52
2. Повышение технической надежности эксплуатации нефтепромыслового оборудования за счет применения технологий электрохимической защиты \ 57
2.1.Механизм электрохимической защиты скважинного оборудования при добыче высокообводненной, агрессивной продукции ; 57
2.2. Сущность методов и условия применения разработанных технологий электрохимической защиты оборудования от коррозии 62
2.3.Результаты внедрения технологии электрохимической (катодной) защиты промысловых трубопроводов 64
2.4.Результаты исследований по изучению влияния метода электрохимической (катодной) защиты оборудования на условия эксплуатации УЭЦН 67
2.5.Влияние ЭХЗ на состояние нефтеводяной эмульсии 78
3. Совершенствование техники и технологии дозированной подачи реагентов в скважину . 84
3.1.Конструкция и характеристика специального погружного кабельного устройства (СПКУ) 85
3.2.Обустройство скважины с СПКУ и особенности технологии дозировки реагентов .86
3.3. Использование СПКУ для предупреждения АСПО в скважине 90
3.4. Использование СПКУ для ингибиторной защиты ГНО от коррозии 92
3.5.Использование СПКУ для предупреждения образования высоковязкой эмульсии в скважине 94
3.6.Борьба с образованием комплексных осадков с сульфидами железа 95
4. Применение скважинных водоотделителей (СВО) для предварительного сброса попутно добываемой воды 97
4.1.Требования к воде, используемой в системе ППД .97
4.2. Особенности подготовки воды на установках предварительного сброса (УПС) 99
4.3.Сброс попутно-добываемой воды через трубный водоотделитель 103
4.4.Расчет скорости разделения водонефтяной эмульсии в трубе 105
4.5.Скважинная установка для предварительного сброса попутно-добываемых вод 110
4.6.Опыт внедрения скважинного водоотделителя на Имянлекулевскои площади Манчаровского месторождения 113
4.7.Расчет параметров успокоителя потока СВО 122
4.8.Результаты внедрения СВО на работу скважин 131
Основные выводи и рекомендации 134
Литература
- Новая технология подъема НГВС с забоя скважины для снижения интенсивности отложении АСПО
- Сущность методов и условия применения разработанных технологий электрохимической защиты оборудования от коррозии
- Использование СПКУ для предупреждения АСПО в скважине
- Особенности подготовки воды на установках предварительного сброса (УПС)
Введение к работе
Актуальность работы
Одной из актуальных проблем при разработке нефтяных месторождений является повышение эффективности применяемых систем разработки, включая эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин Особую актуальность эта проблема приобретает в настоящее время в связи с вступлением большинства нефтяных месторождений страны, в том числе и месторождений Башкортостана, в поздние стадии разработки, характеризующиеся высокой обводненностью добываемой продукции В настоящее время более 80% скважин филиала АНК «Башнефть» «Башнефть - Уфа» эксплуатируются с обводненностью продукции 70 90% В результате закачки в продуктивные пласты для поддержания пластового давления (ППД) огромных объемов пресной и сточной вод происходит выщелачивание породообразующих минералов продуктивных пластов, разрушение пород призабойной зоны пласта (ПЗП), интенсификация образования отложений неорганических солей, твердых углеводородов, процессов коррозии промыслового оборудования
Современный уровень развиїия нефтедобывающей отрасли характеризуется разнообразием применяемых методов и технологий борьбы и предупреждения осложнений Несмотря на это, проблема борьбы и предупреждения осложнений продолжает оставаться актуальной для большинства нефтяных месторождений Причинами этого является разнообразие геолого-физических условий процессов разработки и эксплуатации объектов Поэтому повышение эффективности методов и технологий разработки месторождений требует постоянного совершенствования применяемых методов, реагентов и технологий их применения
На сегодня доля добывающих скважин филиала АНК «Башнефть» «Башнефть - Уфа», эксплуатирующихся в условиях образования неорганических солей, твердых углеводородов, высоковязкой эмульсии, составляет около 30 %, межремонтный период (МРП) их в 3 и более раз ниже среднего
Значительный вклад в исследования различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений внесли следующие ученые и промысловые работники И Г Абдуллин, И М Аметов, В А Амиян, Ю В Антипин, М К Баймухаметов, Ю А Балакирев, В А Блажевич, М Д Валеев, Ю Г Валишин, Ф С Гарифуллин, А А Гоник, А Т Горбунов, Э М Гутман, Р Н Дияшев, Ю В Зейгман, Г 3 Ибрагимов, Г III Исланова, Л С Каплан, В Ф Лесничий, Е В Лозин, П Д Ляпков, М Р Мавлютов, В П Максимов, В Ф Медведев, А X Мирзаджанзаде, И Т Мищенко, Р X Муслимов, М М Мухаметшин, К Р Низамов, Г А Орлов, Г Н Позднышев, Н Р Рабинович, М К Рогачев, А Ш Сыртланов, М А Токарев, В П Тронов, В Г Уметбаев, Р А Фасхутдинов, 3 А Хабибуллин, А Я Хавкин, Р С Хисамов, Н И Хисамутдинов, Н М Шерстнев, О М Юсупов и др
В диссертационной работе предложен комплекс мероприятий, направленных на совершенствование физико-химических методов предупреждения образования этих отложений при эксплуатации скважин, повышение технической надежности конструкции скважин при помощи электрохимической защиты от коррозии и систем ППД за счет применения скважинных водоотделителей (СВО) для предварительного сброса попутно добываемой воды
Анализ промыслового материала особенностей эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки месторождений показал, что ухудшение технологических показателей работы скважин и разработки месторождений связано с изменениями состава и физико-химических свойств продукции скважин Показано, что восстановление эффективных условий эксплуатации скважин возможно путем применения новых технологий и технических средств
Цель работы
Разработка и внедрение технологий повышения эффективности эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на поздних стадиях разработки месторождений
Основные задачи исследований
-
Анализ условий эксплуатации скважин, оборудования систем сбора и подготовки продукции, применяемых технологий борьбы с осложнениями и повышение технологической эффективности изучаемых процессов
-
Лабораторные исследования и промысловые испытания новых технологий предотвращения образования различных видов отложений в скважинах
-
Совершенствование технологий электрохимической защиты от коррозии оборудования скважин
-
Разработка и опытно-промышленные испытания технологии подготовки попутно добываемых вод для реализации систем ІШД на мелких месторождениях или периферийных участках крупных нефтяных месторождений
Методы исследований
Поставленные задачи решались с применением современных математических,
гидродинамических методов исследования скважин, а также
метода физико-химического анализа Для исследований и анализа применяли исходную информацию, полученную с помощью стандартных приборов, методов измерений и оценки погрешностей
Работа соответствует профилю и тематике научных исследований кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ и выполнена в соответствии со следующими документами
межвузовская научно-техническая программа «Технология добычи, транспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (пт467), приказ Минобразования РФ №865 от 03 04 1998г , указание №747-19 от 22 12 1997г ,
межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206 03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья», приказ Минобразования РФ № 539 от 12 02 2001г,
межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206 03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья», приказ Минобразования РФ № 475 от 11 02 2003г
Научная повизпа
1 Определены технологические факторы, способствующие
интенсификации осложнений, предложены методы предупреждения
осложнений с применением бронированного электрического кабеля, основанные
на дозированной подаче химических реагентов в выбранные интервалы ствола скважины
-
Обоснована методология совершенствования технологии и разработан способ электрохимической защиты скважинного оборудования, обеспечивающий снижение интенсивности коррозии, повышение эффективности процессов подъема жидкости в скважинах и технологий подготовки нефти и воды при разработке месторождений
-
Разработана технология применения СВО в системах 1ШД, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации скважин и разработки объектов
Основные защищаемые положения
- закономерности образования отложений и интенсификации процессов
коррозии при эксплуатации высокообводненных скважин на поздних стадиях
разработки нефтяных месторождений,
- способ электрохимической защиты скважинного оборудования при добыче высокообводненной продукции,
- технология применения СВО для реализации систем ППД на мелких
месторождениях и периферийных участках крупных нефтяных месторождений
с целью повышения эффективности разработки объекта
Практическая ценность
-
Промысловые испытания разработанных технологий борьбы и предупреждения образования огложений солей и твердых углеводородов проведены на 55 скважинах Сергеевского, Алаторского, Манчаровского Менеузовского, Волковского месторождений и Юсуповской площади Арланского месторождения
-
Усовершенствованная конструкция электрического кабеля внедрена на 3 скважинах с установками ЭЦН Сергеевского месторождения В результате получено увеличение МРП работы скважин в 2,62 раза Экономическая эффективность разработашшй технологии составила 2042 тыс рублей
-
Проведены промысловые испытания технологии ППД с применением СВО на участке Манчаровского месторождения В результате увеличена производительность окружающих добывающих скважин на 2,06 т/сут и компенсированы отборы жидкости закачкой воды в пласт Экономическая эффективность технологии составила 2950 тыс рублей
-
Разработаны и внедрены в производство
СТП 03-160-2004 технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК Башнефть», разрабатываемых ООО «НГДУ Уфанефть»,
СТО 03-174-2005 технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» (филиал «Башнефть - Уфа» Чекмагушевское УДНГ),
технологический регламент на эксплуатацию скважинного
водоотделителя «СВО - Имянлекуль»
5 Суммарный экономический эффект по результатам внедрения новых
технологий и технических средств получен в размере 4992 тысяч рублей
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались на конференциях -научно-практическая конференция ОАО «АНК Башнефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» (Ишимбай, 2002г ),
вторая научно-практическая конференция «Техника и технологии добычи нефти - проблемы и пути их решения» (Нефтеюганск, 2003г),
научно-практическая конференция «60 лет девонской нефти» (Октябрьский, 2004г),
вторая международная практическая конференция «Механизированная добыча нефти» (Москва, 2004г),
на семинарах
семинар ОАО «АНК Башнефть» «Повышение эффективности эксплуатации погружных электроцентробежных установок на поздней стадии разработки нефтяных месторождений» (Нефтекамск, 2003г ),
второй научно-практический корпоративный семинар «Техника и технология добычи нефти, проблемы и пути их решения» (Нефтеюганск, 2003г ),
школа-семинар главных инженеров ОАО «АНК Башнефть» в ООО «НГДУ Уфанефть» «Защита нефтепромысловых объектов от коррозии методом ЭХЗ» (Уфа,2004г),
школа-семинар специалистов ОАО «АНК Башнефть» в ООО «НГДУ Чекмагушнефть» (Дюртюли, 2005г ),
на заседаниях технических советов
предприятий ОАО «АНК Башнефть»,
кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» УГНТУ
Публикации
Новая технология подъема НГВС с забоя скважины для снижения интенсивности отложении АСПО
Сергеевское и Кушкульское месторождения вследствие многолетней закачки в продуктивные пласты пресных вод заражены СВБ. Такое же положение отмечается и по Юсуповской площади Арланского месторождения, где содержание СВБ в добываемой жидкости изменяется от 10 до 10 кл./см . Это вызвало появление биогенного сероводорода (до 0,06 кг/м3) и резкое увеличение коррозионной активности добываемых и сточных вод (скорости коррозии достигают 5 и более мм/год). Этим можно объяснить образование сульфидов железа в системе добычи, сбора и подготовки нефти по этим объектам разработки [5].
Нефти Лемезинского, Волковского месторождений содержат сероводород естественного происхождения. На ряде месторождений причиной появления сульфидов железа является смешение вод различных горизонтов [18].
За счет обогащения попутнодобываемых вод сульфат-ионами в процессе ППД эксплуатация Таймурзинского месторождения осложнена отложениями гипса, а из-за содержания в нефти Кушкульского месторождения до 2,4 % парафинов, до 5 % асфальтенов и до 28 % смол возникает проблема с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) [31].
Исследования состава сложных осадков из скважин месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» и «Уфанефть» показали, что усредненный состав отложений выглядит следующим образом (% мае): гипс - 25 %, карбонаты -14 %, сульфиды - 41 %, АСПО -12 % и нерастворимый осадок - 8 % [53].
На сегодня одним из основных факторов, снижающим эффективность эксплуатации скважин, является образование органических и неорганических осадков в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта (ПЗП). В таблице 1.2 представлена динамика общего и осложненного фонда добывающих скважин филиала ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть - Уфа».
Таким образом, возник целый комплекс проблем, связанный с образованием сложных отложений в скважинах. Решение в зависимости от поставленных задач можно условно подразделить на два основных направления: предотвращение и удаление образовавшихся отложений, которые в свою очередь делятся на физические, химические, механические и др.
В работе выполнены исследования успешности применения физических методов борьбы с осложнениями (термические, магнитные обработки, индукционное, виброаккустическое воздействия и т.п.), химических методов (применение различных ингибиторов, бактерицидов и растворителей отложений), механических методов (удаление имеющихся отложений с использованием различных скребков и другими способами механического воздействия).
Наибольшее распространение получили химические методы, как наиболее технологичные и обладающие лучшими технико-экономическими показателями.
Из таблицы 1.2 видно, что за последние годы соотношение общего и осложненного фонда остается практически неизменным. В то же время увеличивается объем применения химических реагентов, как по назначению, так и по номенклатуре (таблица 1.3).
Широкий ассортимент используемых реагентов позволил на протяжении ряда лет провести множество опытно-промышленных испытаний (ОПИ) технологий по определению их эффективности. Анализ успешности технологий определяли по изменению межремонтного периода (МРП) и межочистного периода (МОП) работы скважин, восстановлению их производительности, а также технико-экономическим показателям операций.
Хотя большинство исследований, посвященных изучению условий и механизма образования АСПО в технологических процессах нефтедобычи, были выполнены 30...40 лет назад, проблема борьбы с АСПО не потеряла своей актуальности в связи с вступлением месторождений в поздние стадии разработки [101]. По состоянию на 1 января 2006 года более 40 % от всего осложненного фонда скважин филиала ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть -Уфа» приходится на долю скважин, эксплуатация которых осложнена по причине формирования в них АСПО. По Уфимскому УДНГ скважины, осложненные АСПО, приходятся в основном на Кушкульское (51%) и Сергеевское (17%) месторождения, а в Чекмагушевском УДНГ скважины с осложнениями относительно равномерно распределены по ряду месторождений.
Сущность методов и условия применения разработанных технологий электрохимической защиты оборудования от коррозии
Сульфид железа может поступать в ствол скважины и из призабойной зоны пласта. Закачиваемая в пласт вода насыщается сероводородом еще в процессе утилизации сточных вод, причем, фильтруясь в пористой среде вода может еще набрать некоторое количество сероводорода и одновременно (если в среде имеются ионы железа) образовать взвесь сульфида железа. В процессе фильтрации состав отложений становится более сложным, комплексным, включающим карбонаты кальция, магния, бария, элементы породы пласта (песок, глина). Естественно, в составе всех солевых осадков присутствуют асфальтены, смолы и парафины. В исследованных пробах осадков содержание АСПО варьируется от 15 до 37 % [14, 15, 36].
На современном этапе эффективными для борьбы с осложнениями являются химические методы, основанные на дозированном вводе в добываемую жидкость различных химических реагентов или их композиционных составов, обладающих комплексными свойствами.
Дозируемый в добываемую жидкость реагент должен обладать свойствами ингибитора солеотложения, коррозии стали, а также содержать в своем составе высокоэффективные поверхностно активные вещества (ПАВ), образующие на поверхности оборудования пленку, препятствующую образованию и росту АСПО. Кроме того, реагент должен обладать бактерицидными свойствами для подавления роста СВБ.
В настоящее время наиболее распространенным в условиях АНК «Башнефть» является способ предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция путем обработки ингибитором солеотложений, которые представлены широким ассортиментом. Например, используют медный комплекс нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), в частности его тринатриевую соль [85]. Однако указанное соединение неэффективно для предупреждения отложения солей, содержащих сульфид железа [14].
Наряду с НТФ значительное промышленное применение получили ингибиторы на основе оксиэтилендендифосфоновой кислоты (ОЭДФ). Реагент высокоэффективен для предупреждения сульфатных и карбонатных отложений, но также не ингибирует сульфид железа и не является поглотителем сероводорода.
Наиболее близким к сформулированным выше требованиям к реагенту-ингибитору является способ предотвращения отложения минеральных солей и сульфида железа при добыче нефти путем закачки в пласт воды, обработанной водным раствором тринатриевой соли НТФ с добавкой малеиновой кислоты. Недостатком данной композиции является его недостаточно высокая эффективность предотвращения сульфидсодержащих осадков при высоком содержании железа в попутно-добываемой воде.
Для предотвращения образования отложений минеральных солей, а также сульфида железа, который образуется в результате взаимодействия находящихся в попутно-добываемой воде ионов железа с сероводородом был разработан состав, содержащий ингибитор солеотложения на основе органических фосфатов и нитраты аммония или щелочных металлов, водные растворы которых при концентрации 17-35% используют в качестве нейтрализатора сероводорода [66].
Разработка ингибирующего состава состояла из ряда этапов, включающих выбор наиболее благоприятного сочетания компонентов, определения ингибирующей и поглощающей сероводород способностей композиции.
В качестве фосфорсодержащего реагента рассматривались НТФ, ОЭДФ, Инкредол, СНПХ-5312, а в качестве водных растворов нитратов нитраты натрия (№Ж)з), калия (KN03), аммония (NH4NO3).
Соотношение компонентов регулировались в зависимости от "содержания растворенного железа в попутно-добываемой воде (таблица 1.6).
Действие разработанного состава основано на том, что ингибитор солеотложения одновременно с предотвращением образования отложений карбонатов и сульфатов кальция и магния связывает ионы железа, образуя железосодержащие комплексы, а также обладает кристаллоразрушающими свойствами. Добавка нитратов аммония или щелочных металлов позволяет сместить равновесие в сторону увеличения растворимости соединений железа, кальция и магния, синергетически усиливает действие ингибиторов солеотложения по предотвращению образования отложений минеральных солей, включающих сульфид железа, а также нейтрализует сероводород.
Использование СПКУ для предупреждения АСПО в скважине
В процессе применения электрохимзащиты между корпусом УЭЦН и обсадной колонной создается электрическое поле, через которое проходит добываемая жидкость - нефтеводяная эмульсия. В ряде работ [9, 32, 43, 52] отмечается, что обработка нефтяной эмульсии в электрическом поле - один из наиболее эффективных способов деэмульсации. Сущность процессов, происходящих в эмульсии под действием электрического поля, заключаются в следующем.
На поверхности диспергированных в эмульсиях частиц имеется двойной электрический слой. Поверхностный слой капель обладает способностью избирательно адсорбировать ионы одного знака, в результате чего на поверхности капель эмульсии возникает электрический заряд.
В состоянии равновесия эмульсия электронейтральна, то есть имеющиеся на поверхности капель воды заряды уравновешиваются распределенными в дисперсной среде электрическими зарядами противоположного знака. Заряды, имеющиеся на поверхности капель воды, препятствуют слиянию этих капель, так как одноименно заряженные капли отталкиваются. Под действием приложенного электрического поля между глобулами воды образуются дополнительные электрические поля и возникают электрические силы, способные преодолеть сопротивление стабилизированных эмульгаторами поверхностных слоев.
Если в пространстве между корпусом УЭЦН и обсадной колонной находится безводная нефть (диэлектрик), то силовые линии электрического поля параллельны друг другу (поз.а, рисунок 2.11). С появлением в составе нефти глобул воды однородность поля нарушается, расположение силовых линий меняется, и электрическое поле становится неоднородным.
В результате индукции электрического поля капли воды поляризуются, то есть превращаются в диполи. Электрические заряды в капле смещаются к ее краям вдоль силовых линий и такая капля приобретает вытянутую вдоль силовых линий форму (поз.б, рисунок 2.11). Если рядом оказываются две дипольные капли, то при разноименности оказавшихся рядом зарядов между ними возникает притяжение (поз.в, рисунок 2.11), обусловленное силами F, определяемыми следующей формулой [40]: Ks2r6 F = - , (2.1) где К — коэффициент пропорциональности; є — напряженность электрического поля; г — радиус капли; 1 — расстояние между центрами капель. Из приведенной формулы видно, что если расстояние между каплями незначительное, а размеры капель сравнительно велики, то сила притяжения становится настолько большой, что адсорбированные на поверхности капель воды «бронированные» оболочки, отделяющие их от нефти, сдавливаются и разрушаются, в результате чего происходит коалесценция капель воды.
Под действием сил электрического поля форма капель постоянно меняется, в связи с чем капли воды испытывают непрерывную деформацию, что способствует разрушению адсорбированных оболочек на каплях воды и слиянию этих капель. Это подтверждается результатами исследования эмульсии со скважины 1046 Сергеевского месторождения, где с помощью «Бутылочного теста» определялась кинетика отстоя воды как при работающей, так и при отключенной системе ЭХЗ. Скважиной эксплуатируется пласт D1 установкой ЭЦН5-30/1600, дебит составляет 24,5 мЗ/сут жидкости с обводненностью 83%. Дозировки реагентов нет.
Из таблицы 2.6 видно, что при работе скважины в обычном режиме разделения эмульсии не происходит. В исследуемой пробе скважинной продукции, отобранной при работающей ЭХЗ (рисунок 2.12), происходит быстрое гравитационное разделение воды и нефти.
Это объясняется тем, что под действием электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды (на фотографии видно параллельное расположение глобул воды вдоль силовых линий). На фотографии эмульсии, отобранной при отключенной ЭХЗ, (рисунок 2.13) видна ее полидерсперсная структура, вероятность столкновения капелек воды очень мала, и как следствие эта эмульсия весьма стойкая. ЯП
Особенности подготовки воды на установках предварительного сброса (УПС)
Имянлекулевская площадь разрабатывается с 1972 года. На площади промышленно-нефтеносными являются терригенные отложения бобриковского (вв), кыновского (kn), пашийского (ps) горизонтов и карбонатные коллектора турнейского яруса (tur), выделенные в пять объектов разработки [16].
Площадь разрабатывается 46 скважинами, 5 из которых в нагнетательном фонде. Пять добывающих скважин эксплуатируются при помощи УЭЦН, остальные 36 - ШГН. Текущие дебиты скважин по нефти составляют 2,4 т/сут, по жидкости 10,4 м /сут, при обводненности продукции 74,6 %(объем.).
Турнейский ярус и пласт Ді пашийского горизонта эксплуатируются на естественном режиме, а с поддержанием пластового давления на площади разрабатываются залежи бобриковского и кыновского горизонтов.
На пласт Д3КП работают 3 нагнетательные скважины (333, 346, 1364), закачка воды в которые осуществляется от водозаборной скважины 1370 (пласт Ди). В текущее время ежегодный отбор жидкости по кыновскому горизонту компенсируется закачкой воды (рисунок 4.6), за пять лет коэффициент накопленной компенсации возрос с 10 до 25%.
По С]ВВ в закачке воды участвовали две нагнетательные скважины (1347 и 2490). Отбор воды для этих целей производился с ТВО «Имянлекулево». Закачка воды осуществлялась через УЭЦН, находящимся в шурфе скв.2490, а в скв. 1347 - непосредственно от ТВО без использования УЭЦН. Но объемы закачиваемой воды были недостаточны для компенсации отборов жидкости из пласта. Так, текущие коэффициенты компенсации были в пределах 30 % (рисунок 4.7). Усугубило положение еще и то, что в апреле 2004 г. ТВО по техническим причинам был демонтирован и закачка воды в бобриковский горизонт Имянлекулевской площади была полностью прекращена. Вследствие этого среднее пластовое давление по СУ" за 5 лет упало с 112,3 ат до 106,3 ат., упали и темпы отбора нефти по бобриковскому горизонту.
На текущий момент одной из возможностей улучшения текущего состояния разработки является возобновление закачки воды в нагнетательную скв.2490. Для решения поставленной задачи скв.1347 используется как СВО, где закачка воды осуществляется по варианту с использованием шурфа колодца, расположенного непосредственно рядом с СВО. Через смонтированную установку в сутки проходит до 500 м3 НГВС с обводненностью до 80 %. При этом вся жидкость подходит к СВО практически разделенной, так как она транспортируется по промысловым трубопроводам в условиях четко выраженного ламинарного режима движения и в полном объеме обрабатывается деэмульгатором [54, 62, 94, 102, 104,111].
При этом подбор марки деэмульгатора и его оптимальная дозировка подбирается опытным путем по результатам лабораторных исследований. Испытания проводятся по стандартной методике «бутылочный тест», по которой оценивается динамика отделения воды от водонефтяной эмульсии.
В частности по Имянлекулевской площади использовались эмульсии со скважин 1365 и 2489, проявивших себя как наиболее стойкие и высоковязкие. Их характеристика приведена в таблице 4.2. разливаются в градуированные бутылки по 100 мл. С помощью микрошприца вводится определенное количество реагента в товарном виде и перемешивается путем встряхивания. В данном случае - это 50 циклов, что соответствует реальной интенсивности перемешивания в трубопроводе выше отмеченных объектов.
Эффективная «работа» деэмульгатора отмечалась при дозировке в диапазоне 70...90 г/т. В процессе прохождения НГВС через СВО в затрубном пространстве происходит накопление столба нефти, так называемого гидрофобного слоя (ГФС), который служит гидрофобным фильтром. Вода, проходя через этот слой, очищается от нефти и в систему ППД отправляется с остаточным содержанием нефтепродуктов 5... 10 мг/л.
Как показали промысловые испытания, по мере накопления в затрубном пространстве нефтяного слоя до глубины 500 м и более происходит резкое увеличенсодержанием нефтепродуктов 5... 10 мг/л.
Как показие количества нефтепродуктов до 70... 100 мг/л в сбрасываемой воде в систему ППД, что не допустимо [84]. Поэтому при достижении критического уровня приходится останавливать установку на 12... 15 часов для естественного замещения слоя нефти на воду. ИОЛА 1-нефть (гидрофобный слой); 2-вода; 3-обсадная колонна скважин; 4-НКТ (I ряд труб); 5-НКТ (II ряд труб); 6-манометр на линии закачки воды в системе ППД; 7-манометр на входе в СВО Поэтому, для предотвращения попадания нефти в систему ППД необходимо проводить постоянный контроль положения ГФС, особенно при выводе установки на оптимальный режим работы.
Контроль ведется двумя методами: прямым и косвенным. Прямой метод заключается в отборе устьевых проб жидкости с разных глубин затрубного пространства. Для этого в межтрубное пространство спускали бронированный кабель СПКУ-003-10 с тремя полыми полиэтиленовыми трубками, концы, которых находились на глубинах 50, 300 и 700 м. Однако этот метод имеет ряд недостатков. Во-первых, точки отбора проб находятся на больших расстояниях друг от друга, что затрудняет оценку истинной высоты столба нефти в СВО. Во-вторых, для выявления времени достижения нефтяного слоя заданных глубин необходимо часто отбирать пробы жидкости. Кроме того, поверхность полиэтиленовых трубок адсорбирует АСПО и для получения представительной пробы необходимы периодические промывки их углеводородными растворителями.
Косвенный метод основан на уравнениях гидростатики с учетом того, что жидкость, поступающая и находящаяся в установке, движется прямолинейно и с постоянным ускорением, то есть жидкость находится в состоянии относительного покоя. В таких случаях давление в рассматриваемой точке определяется глубиной погружения этой точки под уровень жидкости и плотностью жидкости [42].
