трууг. Анализ применяемых технологий для восстановления

• Название: Анализ применяемых технологий для восстановления
• Анкор: трууг
• Дата: 03.04.2023
• Размер: 3.73 Mb.
• Имя файла: TPU942698.doc
• Тип: Документы; #1035187
• страница: 3 из 18

1.2 Анализ последствий негерметичности эксплуатационной колонны

Проблема негерметичности ЭК добывающих и нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири ежегодно становится острее и актуальнее, так как возраст большей части фонда скважин достигает нескольких десятков лет, и вероятность их вывода из строя постоянно возрастает.

Говоря о последствиях данной проблемы, необходимо отметить, что их немного, но они критичны. Главный фактор, проявляющийся вследствие нарушения герметичности ЭК, – это резкий рост обводненности продукции. Дебит воды увеличивается за счет ее притока из ранее не вскрытого пласта. Очевидно, что высокие значения обводненности будут достигнуты в любом случае, так как основным, самым распространенным и применяемым почти на всех нефтегазовых месторождениях методом увеличения нефтеотдачи пластов является заводнение.

Таким образом, изменения количества добываемой нефти и воды с учетом процесса искусственного поддержания пластового давления (ППД) являются запланированными и рассчитанными, а все показатели моделируются согласно проекту разработки, в котором заранее подразумевается ввод нагнетательных скважин, определены их количество и порядок запуска, а также сетка размещения скважин на объекте. Внезапный рост дебита воды, вызванный нарушением герметичности ЭК, приводит к отклонению процесса и, помимо этого, создает ряд трудностей.

Для того, чтобы провести подсчет имеющейся в недрах нефти с помощью объемного метода, необходимо иметь данные по положению водонефтяного контакта (ВНК), так как от этого напрямую зависит расчётное значение геологических запасов. Также известно, что от уровня ВНК зависят положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности. В частности, по этим данным принимаются решения о проведении опытно-промышленных работ.

В процессе разработки месторождения уровень ВНК необходимо постоянно отслеживать не только для уточнения запасов, но и для оперативного вмешательства в случае приближения ВНК к перфорированной части скважины. Если уровень поднимется высоко, то может образоваться конус обводнения, изза чего некоторая часть нефти не будет извлечена на поверхность. Это явление представлено на рисунке 3.



Рисунок 3 – Конус обводнения

Из вышеизложенного следует, что в процессе изучения и разработки промышленного объекта важным параметром является уровень ВНК. Негерметичность колонны и, как следствие, резкий рост обводненности, делают невозможным определение и мониторинг этого параметра.

Также в случае разработки однопластового объекта данные по обводнению скважин используются для контроля за процессом заводнения. Неверная информация из-за поступления воды в скважину через трещины и отверстия в колонне делает невозможным осуществление эффективных действий, направленных на увеличение коэффициентов охвата и вытеснения.

Рассмотрим еще одно последствие данной проблемы. При смешивании воды с нефтью меняются реологические свойства добываемого флюида. Было установлено, что при увеличении доли воды в водонефтяной эмульсии (ВНЭ) до определенного (критического) значения вязкость увеличивается, затем происходит инверсия эмульсии, то есть дисперсионной средой становится вода, а дисперсной фазой – нефть, и вязкость начинает снижаться. Графическое представление данного эффекта представлено на рисунке 4.



Рисунок 4 – График зависимости вязкости водонефтяной эмульсии от содержания воды в ней

В работе [2] авторами была исследована продукция месторождения, расположенного в Приволжском федеральном округе. Установлено, что в интервале обводнения продукции от 40 до 75% создается водонефтяная эмульсия, которая снижает коэффициент подачи насоса. Это напрямую связано с увеличением вязкости дисперсной системы. Как отмечают авторы, при добавлении воды до критического значения вязкость ВНЭ увеличивается в десятки и даже сотни раз по сравнению с изначальной вязкостью нефти. Также следует учитывать, что в таком случае повышается нагрузка на погружной электродвигатель (ПЭД), возрастают токи и, соответственно, температура оборудования. В конечном счете может перегореть кабель либо сработает защита от перегруза ПЭД и скважина остановится. Следовательно, будет потеря времени на ремонт, что скажется на объемах добычи нефти.

Кроме того, в статье [2] была установлена зависимость коррозионной активности добываемой продукции от содержания в ней воды. Так, например, хлориды, содержащиеся в нефти, при взаимодействии с водой гидролизуются и образуют соляную кислоту, под действием которой происходит интенсивное разрушение металла [3]. Также известно, что пластовые воды обладают повышенной минерализацией. Содержащиеся в них примеси при взаимодействии с металлом могут оказывать активное воздействие на развитие коррозии. Эмпирическая зависимость коррозионной активности скважинной продукции от содержания в ней воды представлена на рисунке 5.



Рисунок 5 – Изменение агрессивности скважинной продукции от обводнения [2]

Еще одной зависимостью, установленной в ходе исследования [2], стало влияние обводненности на отложения солей. В целом закономерностей обнаружено не было, за исключением сульфида железа FeS. Данная соль откладывается на оборудовании тем интенсивнее, чем больше воды в добываемой продукции. Значительные объемы выпавшего осадка FeS могут стать причиной срыва подачи электроцентробежного насоса (ЭЦН) и остановки скважины. Также при взаимодействии сульфида железа с соляной кислотой образовывается сероводород, который известен своими корродирующими свойствам.

Помимо вышеназванных проблем, нарушение герметичности сказывается и на экономической части процесса добычи. Наличие пластовой воды в нефти значительно удорожает ее доставку по трубопроводам, а также переработку. Возрастание транспортных затрат связано не только с транзитом балластной воды, но и с повышением вязкости эмульсии. Помимо этого, увеличиваются эксплуатационные затраты на обессоливание и обезвоживание промысловой нефти. Высокое содержание балластной воды обуславливает существенные капитальные затраты на объекты системы сбора и промыслового транспорта скважинной продукции, 80% мощностей которых заполнено водой и не приносит деньги проекту. В результате часть месторождений оказываются за гранью рентабельности и их разработка останавливается, а накопленная инфраструктура становится невостребованной нагрузкой.

Немаловажным вопросом является экологическая обстановка: на ней тоже сказывается нарушение герметичности ЭК. Негерметичные интервалы могут находиться в вышележащих горизонтах с пресными водами, то есть существует угроза их загрязнений в процессе проведения различных операций (например, при промывке скважины) либо вследствие внутрискважинного перетока жидкости из пласта в пласт. Кроме того, если продукция скважины обводнена, необходима сепарация. Даже когда в резервуарах или отстойниках происходит отделение пластовой воды от нефти, часть углеводородов все равно остается в воде в виде эмульсии, и в случае сброса это загрязняет сточные воды.

Таким образом, главным следствием нарушения герметичности ЭК является резкий рост содержания воды в скважинной продукции. Данная проблема оказывает влияние сразу на три составляющих процесса разработки месторождения: технологическую, экономическую и экологическую. Следует отметить, что устранение негерметичности – это самый сложный и дорогостоящий вид ремонтно-изоляционных работ. При этом успешность действий обычно достигается не с первого раза, а эффект может продлиться недолго, то есть потребуется снова останавливать скважину и проводить ремонт. Отчасти по этой причине многие скважины, в которых произошло нарушение герметичности ЭК, через некоторое время становятся нерентабельными.