Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Мероприятия по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями

Для предупреждения и ликвидации АСПО на Гагаринском месторождении применяют химический и физический методы воздействия, представленные в табл. 25. На месторождении проводятся промывки горячей нефтью, закачивают в скважины химические реагенты (СНПХ и РТФ-1) через устьевой дозатор. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве. Эффективность применения реагентов определяется в лабораторных испытаниях и должна быть не менее 70 %. В случае, если эффективность реагента не достаточна, рекомендуется к использованию для депарафинизации НКТ погружные электронагреватели.

Таблица 25. Регламентные работы на скважинах объекта Фм за 2012 год

№

Тип обработки

Кол-во скважин

Вид реагента

1

Обработка горячей нефтью без реагента

6 (№№ 162, 406, 412, 415, 416, 427)

-

2

Заправка химреагента для устьевого дозатора

1 (№ 162)

СНПХ-7941

3

Обработка углеводородным растворителем

11 (№№ 224, 404, 405, 406, 409, 415, 416, 420, 423, 425, 427)

ФЛЭК-Р-020

4

Дозированная подача химреагента

5 (№№ 409, 415, 416, 418, 9070)

СНПХ-7963

Влияние газа

Газовый фактор на объекте Фм составляет 180 м3/т. С целью исключения вредного воздействия газа на эксплуатацию скважин в качестве дополнительного глубинного оборудования используются газовые сепараторы. Они установлены почти во всех скважинах, эксплуатирующихся УЭЦН. Применение центробежных сепараторов в скважинах с УЭЦН является надежным средством защиты от вредного влияния свободного газа и может обеспечить удовлетворительную работу скважины в течение длительного времени при объемном газосодержании равном 0,5 доли ед.

Необходимо при этом предусмотреть принудительный сброс газа в затрубное пространство. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в зоне приема насоса. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Решает эту проблему применение автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, принудительно отсасывающих газ.

В малодебитных скважинах монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодержания от 0,1 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. При этом происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси, что положительно влияет на работу насоса.

Механические примеси

На вновь вводимых из бурения скважинах и скважинах с пробуренными боковыми стволами в добываемой жидкости может быть повышенное содержание механических примесей. Это осложнит работу насосного оборудования, приведя к быстрому износу. В зависимости от интенсивности, процентного содержания, размеров частиц и дебита скважины подбирается дополнительное оборудование, которое монтируется под насосом - газопесочные якоря и фильтры различных конструкций.

Коррозионный износ

Разрушающие свойства коррозионно-агрессивных элементов в большей степени проявляются при увеличении содержания пластовой воды в продукции скважин, что приводит к интенсивному износу промыслового оборудования. Для предупреждения отказа ГНО, исключению потерь нефти и загрязнения окружающей среды необходимо:

    - в процессе эксплуатации скважин вести постоянный контроль за исправностью и герметичностью оборудования и коммуникаций; - при возникновении проблемы необходимо применять оборудование в износостойком и коррозионностойком исполнении; - использовать ингибиторы коррозии; - для защиты глубинного оборудования нагнетательных скважин рекомендуется установить пакеры на всех нагнетательных скважинах; - применение магнитоактиваторов (МАС) снижает скорость коррозии в 2,5 и более раз. Последние устанавливаются не приеме УШСН и УЭЦН, а в фонтанном лифте - на башмаке НКТ.

Глушение скважин

Глушение скважин включает комплекс работ по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонта. Применение пластовых вод, а также водных растворов минеральных солей для глушения скважин при подземном ремонте, вторичном вскрытии пласта, при продавке химреагентов приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП). В итоге возрастает время на освоение скважины и время выхода ее на режим. Результат - значительные потери нефти.

Гидрофобизаторы являются поверхностно-активными веществами, добавка которых в жидкости глушения скважин на солевой основе позволяет сохранить исходные коллекторские свойства ПЗП и исключить затраты, связанные с продолжительным освоением, снижением продуктивности скважин в послеремонтный период и выводом скважин на режим после смены подземного оборудования или обработки ПЗП.

Модифицированные жидкости совместимы с органическими растворителями, используемыми для удаления АСПО, минеральными кислотами и составами на их основе.

Проникновение модифицированной жидкости в принимающие участки порового пространства предотвращает взаимодействие этих участков с водой и образование пленок воды на породе. Происходит гидрофобизация поверхности, за счет чего увеличивается фазовая проницаемость для нефти и, как следствие, увеличение производительности скважин в послеремонтный период. Кроме этого, применение концентрата гидрофобизатора в составе жидкостей глушения при ремонтных работах на скважинах сокращает в несколько раз сроки выхода скважин на режим после ремонта, что позволяет снизить потери нефти в послеремонтный период.

Похожие статьи




Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Предыдущая | Следующая