Выпускной квалификационной работы: «Борьба с АСПО на

метки: Месторождение, Юрубченское, Скважина, Нефть, Трещина, Плотность, Коэффициент, Доломит

м в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

1.Геолого-физическая характеристика Юрубчено-

Тохомского месторождения

1.1 Общие сведения о Юрубчено-Тохомском месторождении

Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Красноярском крае (Эвенкийский муниципальный район) Рисунок 1.1.

Рисунок 1.1. Расположение Юрубчено-Тохомского месторождения

Открыто в 1982 году. Введено в пробную эксплуатацию в 1987, а освоение началось с 2009 года. Лицензией на право пользования недрами владеет ОАО «Востсибнефтегаз», дочернее предприятие НК «Роснефть». По системе геологического нефтегазового районирования Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в пределах Байкитской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом расположении местрождение приурочено к центральной части Камовскоого свода Байкитской гемиантеклизы в юго-западной части Сибирской платформы [7].

Вместе с Оморинским, Куюмбинским, Шушукским и Камовским месторождениями Юрубчено-Тохомское месторождение образует область огромного скопления углеводородов, которая входит в состав нефтегазонакопления общей площадью более 20 000 км (Рисунок 1.2.).

Рисунок 1.2. Область огромного скопления углеводородов Байкитской антиклизы

Именно здесь из отложений рифейского возраста впервые в России и в мире получены промышленные притоки нефти и газа.

Населённые пункты непосредственно на территории участка отсутствуют. Ближайшие — поселки Ошарово и Куюмба с населением около 250 человек. В районном центре пос. Байкит имеется аэропорт с бетонной взлётнопосадочной полосой, способный принимать самолеты класса Як-40, Ан-24, Ан32, вертолеты Ми-8, Ми-26.

Ближайшая железнодорожная станция Карабула располагается на левобережье р. Ангары в 350 км к югу от месторождения. Ближайшим (около 400 км) крупным речным портом является г. Лесосибирск, он находится на левом берегу р. Енисей. Речные пристани имеются в поселках Богучаны, Мотыгино, в г. Енисейске.

От магистральных путей сообщения подъездной дорогой к участку является одноколейная зимняя дорога, действующая с декабря по апрель. Расстояние по зимнику от площади работ (район скважины Юр–5) до пос. Куюмба 100 км, до пос. Байкит – 240 км, до пос. Богучаны — 381 км.

Выпускной квалификационной работы: «Совершенствование системы ...

... Дипломная работа посвящена реализации концепции ускорения ввода месторождения в добычу с использованием блочно-модульных добычных комплексов. 1. Геология месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение ... по подошве камовской серии относится к Мадринско-Тычанскому мегазаливу – отрицательной структуре первого порядка, вдающейся в Байкитскую ...

Главным транспортным путем служит р. Подкаменная Тунгуска, навигация на ней проходит с последних чисел мая до середины июня для малотоннажных судов с осадкой до 1,5 метра. Расстояние по воде от Красноярска до п. Байкит составляет 1423 км, до поселка Куюмба — 1551 км. Ближайшим месторождением, запасы которого утверждены в государственной комисси по запасам полезных ископаемых, является Куюмбинское нефтегазоконденсатное, расположенное к северу от Юрубченского лицензионного участка.

С географической точки зрения Юрубчено-Тохомское месторождение находится в пределах Заангаро-Тунгусского плато Среднесибирского плоскогорья [6].

Гидрогеологические условия месторождения характеризуются наличием поверхностных и подземных вод. Местность залесенная, пересеченная узкими долинами рек и ручьев, труднодоступная для всех видов механического транспорта. Рельеф низкогорный, склоны крутизной до 10-15°.

Река Подкаменная Тунгуска имеет ширину 187-300 метров, глубину до 2,8 метра, скорость течения 0,4-0,9 м/сек. Дно реки сложено из твердого грунта, русло извилистое, берега пологие (около поселка Куюмба — скалистые).

Река Юрубчен шириной 15-40 метров, глубиной до 0,9 метра. Заболоченность небольшая — 2,3-2,9% от всей территории участка, в основном наблюдается по руслам рек.

Климат района резко континентальный. Зима долгая и холодная. Преобладающая температура воздуха в декабре, январе около –30°С, самая низкая достигает -60°С. Продолжительность темного времени суток в декабре составляет 16 часов. Лето (июнь — август) умеренно теплое. Преобладающая температура воздуха в июле днем — +20°С , ночью — +12°С , максимальная достигает +38°С. С июня по июль характерны белые ночи.

1.2 Геологическое строение месторождения

Геологическое строение Юрубченско-Тохомского месторождения исследовано достаточно неплохо. Гетерогенный фундамент протерозойского возраста перекрывается осадочным чехлом, состоящий из пород рифея, венда и кембрия. Наибольшее любопытство возникает при изучении состава и строения рифейских отложений, так как в них содержатся главные скопления нефти и газа. Продуктивные отложения рифея Юрубченского месторождения в стратиграфическом отношении представлена несколькими толщами, сходными по литологическому составу, в основном Юрубченской, Долгоктинской и Куюмбинской.

Кровля рифейских отложений представляет размытую поверхность, которую несогласно покрывают молодые наслоения. Перспективными месторождениями являются участки, которые выходят на эрозионную поверхность пород Юрубченской толщи.

Юрубченская толща рифея вскрыта немалым количеством скважин. Верхняя часть толщи состоит из микрозернистых доломитов с прослоями доломита слоистого слабо- кремнистого. В породе присутствует кремнезем, которой располагается в виде линз [10].

Имеются прослои, состоящие из тонкомелкозернистых доломитов, они образовались в результате заполнения начальных пустот вторичным доломитом. В породе хорошо развиты микротрещины, часть из них занята мелко-зернистым доломитом.

Верхушка толщи состоит из водорослевых и сгустково-водорослевых доломитов. Доломиты чистые, средняя карбонатность 80-100%, крайне редко понижается до 57%. Главная часть породы (около 67%) сложена округлоромбоэдрическими кристаллами доломита микро-тонко-зернистой размерности (0,01-0,03 мм), которые слагают перекристаллизованные остатки водорослей. В разрезе скважины № 25 рисунок.1.3 прослоями встречаются доломиты алевролитовые, они содержат зерна кварца алевролитовой размерности с малым количеством зерен песчаной величины [1].

Специфика формирования технологической части дипломного проекта

... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...

Рисунок1.3. Литолого-физическая характеристика продуктивных отложений рифея и результаты исследований по скв. 25.

Нижняя часть Юрубченской толщи довольно однородная и состоит из темно-серых доломитов микро-, тонко- и меолкозернистых, сильно трещиноватых и в кремнистых. Присутствие доломита в породах от 45-50 до 90-95%, все они, как правило, имеют примесь кремнистого материала в виде формированного кварца, почти не содержит глинистого материала. Микростяжения пирита в породе содержатся повсеместно [6].

Главная часть породы микро-тонкозернистая (до 0,06 мм), присутствуют зерна размером менее 0,1 мм, редко попадаются средне и крупнозернистые кристаллы (до 0,6 мм).

По разрезу скважины номер №25 можно сказать, что отложения Рифея сильнотрещиноваты. В породах, где хорошо развита система трещин представляют собой трещинный тип коллектора.

1.2.1 Морфология пустотного пространства пород

Пустотное пространство рифейских отложений отличается сложностью строения, одновременным развитием пустот различного вида и времени возникновения.

Невозможно проследить стадийность возникновения трещин и каверн и заполнения их минеральным веществом, важно, что они развивались неоднократно. Продуктивная часть рифея сложена разнородными доломитами, в различной степени трещиноватыми и кавернозными. Большой процент керна фиксируется в виде боя разного размера, причем это отмечается как в газонасыщенной, так и в нефтяной части разрезов.

Главная особенность морфологии пустот — преобладающая роль трещин и каверн, различное соотношение их, т. е. вторичная пустотность, которая характерна для продуктивных доломитов рифея. За счет развития каверн значительно увеличивается эффективный объем, доступный для нефти и газа.

Исследования матрицы доломитов с использованием метода электронной микроскопии дали возможность оценить кристаллическое строение породы и характер пустотногопространства в режиме катодной люминесценции. Фотографии показывают наличие непроницаемой матрицы и развитие каверн извилистой морфологии в виде отдельных пятен и трещин

с различной степенью раскрытости.

Проведенные исследования строения матрицы методом ртутной порометрии убедительно доказывают преобладающее наличие пор размером менее 0,1 мкм, т. е. пор, не участвующих в фильтрации. В основном преобладают (50-60%) поры радиусом 0,01 мкм и менее. Порометрические кривые имеют прерывистый характер, что указывает на развитие трещин. Раскрытость субкапиллярных трешин 0,5-1,5 мкм. В отдельных трещиноватых разностях раскрытость микротрещин достигает 13,5 мкм.

Исследование степени гидрофобизации пород показало неодинаковый характер смачиваемости трещиноватых разностей с емкостью более 1,3%. Низкопористая матрица сохраняет свои гидрофильные свойства, полости трещин гидрофобизованы. Высокие значения краевого угла смачивания (более 110°) характеризуют гидрофобизацию трещин и каверн и доказывают наличие нефти. Это свидетельствует об эффективности вторичных пустот для углеводородов [4].

Физические свойства горных пород — коллекторов нефти и газа

... мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах. В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем ... (пустот- пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор: 1. Поры ...

1.2.2 Кавернозность рифейских отложений

Кавернозность в отложениях рифея развита практически повсеместно с различной степенью интенсивности. Это вторичная пустотность, образовавшаяся за счет выноса кальцитового и доломитового материала из полостей трещин и селективного выщелачивания отдельных гнезд и стяжений [1].

В настоящее время наиболее достоверным методом можно считать выделение этих пустот при макроописании керна и использовании экспрессметода определения морфологии пустот при помощи пенетранат, поскольку при обработке керна крупные каверны, как правило, не сохраняются. Изучение образцов под бинокулярным микроскопом позволяет выявить форму, размер кристаллов и стадийность их образования. Для выделения и оценки более мелких каверн, сохранившихся после обработки, применяют комплекс методов.

В кремнистых доломитах рифея установлены каверны разнообразной формы: от округлых, овальных, причудливо-извилистых и длинных до щелевидных. Столь прихотливые формы объясняются интенсивным ростом вторичных кристаллов доломита, кварца и халцедона по стенкам полостей. Нередко полости крупных каверн полностью выполнены халцедоном и вторичным доломитом. Размеры каверн от первых миллиметров до 5х10 см. В природных пластах вполне реально формирование пустот выщелачивания вплоть до расщелин и карстовых пустот. Преимущественным развитием пользуются каверны, которые соединяются с хорошо фильтрующимися микротрещинами, сужениями и каналами. Среднее эффективное значение вместимости каверн составляет 2,5 %, а проницаемость Ккавернознотрещиноватых пластов может достигать 500 мД и выше.

1.2.3 Структура порового пространства

В доломитах рифея имеют наибольшее распространение субкапиллярные поры радиусом которых менее 0,1 мкм, их вмещение меняется от 41% до 98% . Морфология пустотного пространства кавернозных доломитов показана на фото образца 8678 [3].

(Рисунок 1.4).

Рисунок1.4. Образец породы № 8678 Юрубчено-Тохомского месторождения

1.2.4 Трещиноватость карбонатных пород рифея

Трещиноватость в продуктивных отложениях рифея ЮрубченоТохомского месторождения развита интенсивно, с различной морфологией, ориентировкой, протяженностью и раскрытостью. Время образования трещин различно: выявлены вертикальные секущие трещины первой генерации и развиты сложные системы трещин на последующих стадиях преобразования пород. Сила роста трещин по разрезу неодинакова.

Изучение керна методом капиллярной дефектоскопии позволяет получить достоверную оценку трещиноватости и кавернозности кремнистых доломитов, доказать различный характер секущих трещин и пустот, которые развиваются в доломитах и в кремнеземе, а также обосновать количественную характеристику эффективной ёмкости и фильтрации флюидов по сложной системе трещин.

Детальные исследования характера трещиноватости позволили сделать вывод, что породы рифея макро- и микротрещиноваты. Развиты трещины разноориентированные, часто образующие сложную систему, которая и обеспечивает высокие фильтрационные характеристики коллекторов. Вдоль трещин отмечены многочисленные пустоты выщелачивания. Протяженные секущие трещины осложнены, за счёт чего обеспечивается взаимосвязь между ними.

Залежи нефти и газа. Основные их элементы

... Земли, там конденсируются и скапливаются в трещинах, пустотах и порах, образуя залежи. Другая гипотеза о космическом происхождении нефти. Земля образовывалась из рассеянного в протосолнечной ... коллек­торов осадочного происхождения. Коллекторами нефти и газа являются, пески, песчаники, алевролиты, алевриты, некоторые глинистые породы, известняки, мел, доломиты. Породы-коллекторы характеризуются двумя ...

По типу трещины можно разделить на трещины «сжатия» и трещины расширенные выщелачиванием.

Вертикальные трещины как правило, прямые, горизонтальные секущие слабоизвилистые, оперённые короткими. Эти протяженные вертикальные и горизонтальные трещины обеспечивают фильтрацию флюидов. Особенностью этих трещин является значительное удаление их друг от друга, они имеют широкое расстояние от 3 до 5 см, иногда больше. Удаленность трещин друг от друга определяет сложность их выявления [6].

В большинстве случаев в лабораторных условиях удается изучить микротрещиноватость, которая в кремнистых доломитах рифея представлена в основном сложной системой взаимопересекающихся трещин длинных, коротких, различной ориентировки и раскрытости. Длинные, прямолинейные и извилистые трещины, характеризуются непостоянством раскрытости от 5-10 микрон до 100-150 микрон, в среднем фильтрующие трещины имеют раскрытость 50 мкм — 70 мкм. Полости трещины неодинаково выщелочены, это и выражает переменчивость раскрытости. Такие трещины относятся к трещинам завершающей генерации. Найденные трещины обладают разным генезисом и характеризуются различным временем их возникновения. Вертикальные трещины, на плоскостях скола в которых отмечается рост новых крупных кристаллов доломита, без сомнения относятся к наиболее ранней генерации. На первичной стадии зарождения они долгий промежуток время оставались открытыми и определяли пути фильтрации флюидов. Несмотря на частичное их заполнение новообразованными кристаллами, они сохраняют фильтрационные свойства и определяют проводимость флюидов в вертикальном направлении [6].

Нужно отметить, что раскрытость микротрещины хорошо развитых в породе рифея возникли благодаря тектоническим процессам, а морфология, раскрытость и глубина их обусловлены литогенетическими особенностями возникновения кремнистых доломитов и дальнейшим движением по ним подземных вод.

Количественные характеристики трещиноватости влияют как на ёмкость, так и проницаемость горных пород. Для осложненных типов коллекторов характерна анизотропия фильтрационных свойств.

Диапазон изменения проницаемости от тысячных долей до 40 мД, что безусловно связано с неравномерной трещиноватостью. Максимальные значения проницаемости установлены в сильно трещиноватых доломитах достигают 1000 мД. Именно к интервалам повышенной трещиноватости приурочены притоки нефти с высоким дебитом до 446 м3/сут. Вся продуктивная толща рифейских отложений является эффективной, поскольку в ней преимущественно развит трещинный и каверново-трещинный типы коллекторов, не исключена возможность развития крупных полостей, заполненных нефтью. Средняя величина емкости трещин — 1,5 %, так как все трещины отличаются развитием полостей выщелачивания и мелких каверн. Среднее значение емкости с учетом развития кавернозных разностей — 2,5 % [1].

Из выше сказанного можно сделать выводы: 1.Продуктивная толща рифея представлена широким спектром доломитов с различными текстурными и структурными свойствами. Характерными особенностями является сильное и неравномерное окремнение пород и высокая степень перекристаллизации доломитов. Крупнокристаллический доломит последней генерации неполностью инкрустирует каверны и полости трещин. 2. Матрица пород плотная, практически непористая и непроницаемая; следовательно, эффективный объем нефти и газа обеспечивается вторичной пустотностью: трещинами, полостями выщелачивания по трещинам и собственно кавернами. В матрице преобладают (50-90%) субкапиллярные поры радиусом менее 0,1 мкм. 3. Продуктивные отложения Юрубченского месторождения характеризуются интенсивно развитой трещиноватостью; повышенная склонность пород к растрескиванию в вертикальном и горизонтальном направлениях связана с наличием кремнистого вещества. Большую роль играет развитие кавернозности, за счет которой существенно повышается эффективная емкость доломитов. Особенностью развития трещиноватости доломитов рифея является редкое расположение трещин (большой «шаг» трещин).

Анализ строения залежи нефти пласта П Лозового месторождения ...

... нефтяных месторождений»). Курсовая работа по анализу строения месторождения ... При низкой плотности анализов привязка ... мелководно-морских условиях. Этими особенностями и ... составляет в среднем по пласту П ... нефти и газа, подготовки проектных документов на разработку, совершенствования системы разработки залежей и их доразведки, а также для мониторинга месторождения в процессе его эксплуатации. Работы ...

Наиболее часто горизонтальные трещины располагаются в 1-2 см и более, вертикальные — в 35 см. 4. Вся продуктивная толща рифейских отложений является эффективной, поскольку в ней преимущественно развиты трещинный и каверновотрещинный типы коллекторов; не исключена возможность развития крупных полостей, заполненных нефтью. Средняя величина емкости в 1,1% не является завышенной, так как все трещины отличаются развитием полостей выщелачивания и мелких каверн. Среднее значение емкости с учетом развития кавернозных разностей — 2,5%, пределы изменения 4,5-5,5%. 5. Оценка содержания остаточной воды в низкоемких и низкопроницаемых доломитах рифея некорректна, так как в продуктивной толще отсутствует поровый тип коллектора. Субкапиллярные поры матрицы радиусом 0,1 мкм могут содержать лишь пленочную («кристаллическую») воду, которая не имеет никакого отношения к оценке полезной емкости коллектора [6].

1.3 Основной объект разработки Юрубченской залежи

Промышленно нефтегазоносными отложениями Юрубченской залежи являются терригенные отложения вендского возраста (оскобинская свита – пласты БVIII1 и БIX, ванаварская свита – пласт В1) и доломитов рифея (толщи Р1-2, Р1, Р2) [6].

Основным объектом разработки Юрубченской залежи массивного типа является пласт Р1-2 (рифей) (Рисунок 1.5, 1.6), размерами 50×39 км, высотой 136 м. Рисунок 1.5. Выделение продуктивных горизонтов в разрезе рифея

Рисунок 1.6. Пласт Р1-2

Юрубченская нефтегазоконденсатная залежь расположена в пределах Юрубченского участка, ограничена с севера и востока разломами. Залежь антиклинально-стратиграфическая под несогласием, дизъюнктивно экранированная, пластовая. Площадь залежи составляет 1138,84 км 2, ее длина составляет 51 км, ширина 39км, высота 136 м. Газонасыщенная толщина в скважинах изменяется от 7,3 м до 81,7 м и в среднем по залежи составляет 48,8м. Нефтенасыщенная толщина залежи в скважинах изменяется от 11,2 м до 49 м и в среднем составляет 43,4 м. Положения ВНК и ГНК приняты на абсолютных отметках –2072 и –2023 м соответственно.

Пласт представлен окремненными, неравномерно перекристаллизованными, трещиноватыми, кавернозными доломитами. Каверны полностью или частично выполнены вторичным доломитом. Среди доломитов встречаются прослои алевролитов и песчаников. Кремнистый материал неравномерно рассеянный по породе, присутствует в виде линз и желваков. Залежь характеризуется наличием газовой шапки (80% площади) и отдельных субвертикальных макротрещин преимущественно юго-западного и северо-восточного простирания, обеспечивающих приток нефти. В пределах залежи выделено две зоны: водонефтяная, занимающая 29% от общей площади; водонефтегазовая – 71%.

Образование месторождений нефти и газа

... форме: под месторождением нефти и (или) газа следует понимать участок земной коры определенного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа. Тектонический фактор имеет решающее значение для формирования месторождения. Тектонические условия формирования ...

Коллекторские свойства пласта изучались по результатам лабораторных исследований керна, данным ГИС и гидродинамических исследований скважин. Всего исследовано 4802 образцов керна на пористость и 3216 на проницаемость.

Коэффициенты газо — и нефтенасыщенности определены по результатам исследований, выполненных на девяти трещиноватых образцах большого размера.

Коэффициент остаточной водонасыщенности определен на 35 образцах. Физико-химические свойства и состав нефтей определен по результатам исследований 35 глубинных и 98 поверхностных проб, а также 80 проб газа и 7 конденсата.

Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, парафинистая, малосмолистая. Газовая часть залежи охарактеризована газоконденсатными исследованиями по одной скважине. Газ газовой шапки по своему составу относится к жирным. Конденсат характеризуется малым содержанием серы и низкой температурой застывания (ниже -50 град.С).

Статистические показатели характеристик неоднородности залежей по скважинам рифея представлены в таблице .1.1

Таблица.1.1 – Характеристика неоднородности залежей по скважинам рифея

Коэффициент

Расчлененност

песчанистости,

Количество скважин

ь, ед. Коэфф.

доли ед.

макрон Другие

Пласт Средне Интерва Средне Интерва еоднор коэффиц

е л е л одност иенты

значен изменен значен изменен и

ие ия ие ия

1 2 3 4 5 6 7 8

Юрубченская

53 0,985 0,921-1 4,1 1-19 0,05 залежь

1.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Согласно общепринятой гидрогеологической стратификации в западной части Сибирской платформы, выделяются три гидрогеологические формации: подсолевая, соленосная и над солевая.

Из материалов гидрогеологического опробывания скважин Юрубченской площади, которые представлены на рисунке 1.7

Рисунок 1.7 –Гидрогеохимическая характеристика рассолов

Установлено, что в рифейском водоносном комплексе распространены рассолы трех типов (по С.А. Щукареву): хлоридный натриевый, хлоридный натриево-кальциевый, хлоридный натриево-магниевый.

Все изученные подземные воды характеризуются высокой минерализацией. Наименьшая минерализация (116 г/дм3) отмечена при испытании интервала 2294-2300 метров в скважине Юрубченская-10. Наибольшая минерализация составляет 272 г/дм3 и выявлена в скважине Юрубченская-108 интервал 2344-2356 метров. В 4 из 37 проб минерализация составляет меньше 150 г/дм3, что позволяет отнести полученные рассолы к слабым, в остальных пробах минерализация больше 150 г/дм3, что соответствует крепким рассолам.

Основными солеобразующими компонентами пластовых вод являются хлор и натрий.

Наибольшее содержание хлора и натрия прослежено в рассолах хлоридного натриевого типа. Концентрации хлора изменяются от 72 г/дм3 (Юрубченская 10 интервал 2294-2300) до 197 г/дм3 (Юрубченская 108 интервал 2344-2356).

Содержания натрия изменяются от 24 г/дм3 (Юрубченская 10 интервал 2294-2300) до 63 г/дм3 (Юрубченская 19 интервал 2347-2375).

В пределах залежи P1-2 выделено четыре зоны: водонефтяная, на долю которой приходится 21,9% от общей площади, водонефегазовая – 75,9%, нефтяная – 0,14% и нефтегазовая – 2%.

Нефть в пластовых условиях

... добычи нефти, а также извлекается вместе с нефтью и газом. Ниже будут рассмотрены лишь основные свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, которые необходимо знать при проектировании, анализе разработки нефтяных залежей, ... пластовых условиях от свойств на поверхности земли. Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и ...

1.5 Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и

физико-химические свойства флюидов

1.5.1 Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов

Рифейский резервуар сложен плотными древними доломитами, разбитыми густой сетью микро и макро трещин, обуславливающих ёмкость коллектора и его проводимость. Условно данный тип коллектора можно считать блоковым, где роль блока (матрицы) выполняет густая система микро трещин обеспечивающих до 90 % всего объема залежи, и систему субвертикальных макро трещин, разделяющих блоки микротрещин и являющихся основными проводящими каналами.

Емкость рифейских коллекторов связана с полостями выщелачивания (кавернами), развитыми как вдоль поверхности трещин, так и внутри блоков породы.

В единую гидродинамическую систему эти полости увязаны развитой системой микротрещин, имеющих преимущественно хаотическую или горизонтальную ориентировку.

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта представлена в таблице.1.3

Таблица.1.3 – Геолого- физическая характеристика продуктивного пласта

№

Параметры Пласт P1-2 п/п 1 Средняя глубина залегания, м а .о. 2068 2 Тип залежи Массивная 3 Тип коллектора Кавернозно-трещинный 4 Площадь нефтеносности, C1/C2 тыс.м2 588140/550900 5 Средняя общая толщина, м Средняя эффективная нефтенасыщенная 6 41.9

толщина, м

Средняя эффективная газонасыщенная толщина, 7 40.3

м 8 Средняя водонасыщенная толщина, м 9 Пустотность, доли ед. 0.018 10 Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0.9 Окончаниеие таблицы 1.3– Геолого- физическая характеристика продуктивного пласта

11 Средняя газонасыщенность, доли ед. 0.9 12 Проницаемость, мкм2 *10-3 49 13 Коэффициент песчанистости , д.ед. 14 Коэффициент расчлененности. д. ед. 15 Начальная пластовая температура (на ГНК), 0C 27 16 Начальная пластовое давление (ГНК), МПа 21.19 17 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 1.35

Вязкость нефть в поверхностных условиях, 18 8.5

мПа*с 19 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 0.699

Плотность нефти в поверхностных условиях, 20 0.821

кг/м3 21 Абсолютная отметка ГНК, м 2023 22 Абсолютная отметка ВНК, м 2072 23 Объемный коэффициент нефти, доли. ед 1.38 24 Содержание серы в нефти, % 0.21 25 Содержание парафина в нефти, % 1.83 26 Давление насыщения нефти газом, МПа 21.19 27 Газосодержание фактор, м3/т 194 28 Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1.17

Плотность воды в поверхностных условиях, 29 1.16

т/м3 30 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с 1.73

Вязкость воды в поверхностных условиях, 31 1.76

мПа*с 32 Сжимаемость, 1/мПа*10-4 33 -нефти 19.2 34 -воды 4.37 35 Коэффициент вытеснения нефти, доли. ед 0.88

1.5.2 Свойства и состав пластовых флюидов

Нефть

Плотность нефти в пластовых условиях варьировалась между 648,6 – 745,4 кг/м3; в среднем, согласно опыту по дифференциальному разгазированию — 699 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях составила 0,48-2,56 мПа*с (в среднем 1,67 мПа*с согласно дифференциальному разгазированию), газосодержание варьировалось между значениями 80,3-232,8 м3/т (согласно опыту по дифференциальному разгазированию пробы пластовой нефти в среднем – 167,84 м3/т (при принятом по результатам моделирования – 194 м3/т)), объемный коэффициент составил 1,141-1,5073, согласно опыту по дифференциальному разгазированию в среднем – 1,36 (при принятом по результатам моделирования – 1,38).

Марковское месторождение нефти

... и разведку нефтяных месторождений, бурение и освоение нефтяных скважин, добычу нефти и конденсата, сбор, подготовку и транспортирование нефти и газа, обустройство промыслов и ... эксплуатироваться недра. Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) ...

По своим свойствам товарная нефть относится к типу особо легких (плотность нефти в стандартных условиях после дифференциального разгазирования глубинных пробы составила 821 кг/м 3), по содержанию серы нефть относится к классу малосернистых (в среднем 0,22%), по содержанию парафинов – к парафинистым (в среднем 1,95%), по значению вязкости (в среднем 8,36 мПа*с) товарная нефть Юрубченской залежи относится к маловязким нефтям. По суммарному содержанию асфальто-смолистых веществ – к малосмолистым (в среднем 4,84%: асфальтенов – 0,18%, силикагелевых смол – 4,66%).

Шифр согласно классификации товарной нефти – 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858-2002.

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти отображен в таблице.1.4

Таблица.1.4 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Пласт Р1-2

при однократном при дифференциальном

разгазировании разгазировании пластовой Наименование параметра пластовой нефти в нефти в рабочих пластовая

стандартных условиях условиях нефть

выделившийс выделившийся

нефть нефть

я газ газ

1 2 3 4 5 6

Молярная концентрация компонентов, %

• сероводород — — — — — двуокись углерода 0,26 — 0,286 — 0,07
• азот + редкие 3,07 — 4,75 — 2,14

в т.ч. гелий 0,05 — 0,086 — 0,04

• метан 65,42 0,33 80,46 0,059 44,57
• этан 15,18 0,57 9,45 0,79 10,42
• пропан 8,15 1,1 3,25 3,03 5,84
• изобутан 1,49 0,63 0,34 1,79 1,18
• норм, бутан 3,46 2,54 0,88 4,08 1,65
• изопентан 0,92 1,75 0,15 2,75 1,17 Окончание таблицы 1.4– Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти — норм.

пентан 1,07 2,89 0,18 3,53 1,65

• гексаны 1,42 90,19 0,08 83,98 29,78
• гептаны
• октаны
• остаток С9+

Молекулярная масса

Плотность

• газа, кг/м3 1,048 824,1 0,819 825 694,46
• газа относительная 0,869 0,680

Газ

Газ газовой шапки по своему составу относится к жирным (содержание С2+ в среднем равно 16,02 %) с содержанием метана в среднем – 74,63%. Плотность свободного газа в среднем равна 0,886 кг/м3 (относительная плотность – 0,736).

Коэффициент сухости газа в среднем составил 0,57.

Конденсат

Плотность конденсата в стандартных условиях по поверхностным пробам в среднем по Юрубченской залежи составила 0,734 г/см3. Вязкость в среднем составила 1,34мПа*с. Содержание серы в среднем составило 0,09%, содержание парафина – 0,85%, содержание силикагелевых смол – 1,81%, асфальтенов – 0,08%.

Конденсатно-газовый фактор (КГФ) в скважине Юр-25 составил 457,76 см /м по сырому и 251,17 см3/м3 по стабильному конденсату. Давление начала 3 3

конденсации составляет 20,0-21,0 МПа, давление максимальной конденсации 3,1 МПа. Потенциальное содержание конденсата 133,93 г/м3, коэффициент извлечения 0,58, плотность конденсата в стандартных условиях 0,721 г/см3 . Свойства конденсата представлены в таблице.1.5 Таблица.1.5 – Свойства конденсата

Численные значения

Наименование параметра

(средние)

1 2

1. Газ газовой шапки

Давление пластовое, МПа 20,97

Температура пластовая, °К 300,4

Давление начала конденсации, МПа 20,0-21,0

Давление максимальной конденсации, МПа 3,1

Давление псевдокритическое, МПа 4,50

Давление приведенное 4,65

Температура псевдокритическая, °К 205,80

Температура приведенная 1,46

Коэффициент сверхсжимаемости (z) 0,79

Объемный коэффициент 0,047

Плотность в условиях пласта, кг/м3 0,886

Вязкость в условиях пласта, мПа.с 0,024

сырого (нестабильного), КГФ 133,93

стабильного (дебутанизированного) 58,9

2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат

Плотность (станд. условия), кг/м3 0,721

Вязкость (станд. условия), мПа.с 1,34

Вода

Свойства пластовой воды охарактеризованы 79 поверхностными и 3 глубинами пробами, согласно которым по степени минерализации она относится к крепким рассолам (минерализация в среднем 238 г/дм 3).

Плотность пластовой воды в поверхностных условиях в среднем составила 1139 кг/м 3 (в пластовых – 1171 кг/м3).

Генетическая классификация пластовых вод позволяет отнести их к водам хлоридно- кальциевого типа. Газосодержание составило в среднем 0,22 м3/м3. Свойства и состав пластовых вод Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения по результатам анализа вод рифейского водоносного комплекса приведены в таблице.1.6 Таблица.1.6 – Свойства и состав пластовых вод Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения и состав пластовых вод Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения

Пласт (горизонт)…..

Наименование параметра Диапазон Средние

изменения значения

1 2 3

Газосодержание, м3/м3 0.22 0.22

Плотность воды, кг/м3

• в стандартных условиях 1,076-1,169 1,139
• в условиях пласта 1,162-1,189 1,171

Вязкость в условиях пласта, мПа.с 1,36-1,92 1,733

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10-4 4,26-4,6 4,37

Объемный коэффициент, доли ед. 0,99-1,0 0,994

Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)

Na+ + K+ 3850- 42369,4/1842

67000/167,4-2913

481-29600/24 Ca+2 19567/976

1480

2186,8 Mg+2 33000/179,2- 7616/627

2704,9

70103 Cl — 188150/1974,7- 138731/3908

5306

HCO3- 0-1074/0-17,6 104/2

CO3-2 0-384/0-12,8 4/0

SO4-2 0-5503,4/0-114,65 1229/26

NH4 + 0-750/0-41,7 249/14

Br — 0-5646/0-70,66 1028/13

J- 0-839,7/0-6,72 47/0

В +3 0-400/ 74/7

Li + 11-258 104 Окончание таблицы 1.6– Свойства и состав пластовых вод Юрубченской залежи ЮрубченоТохомского месторождения и состав пластовых вод Юрубченской залежи ЮрубченоТохомского месторождения

Sr +2 6,5-649 431,9

Rb + 0,5-29 6,48

Cs + 0,064-0,02 0,042

116511,2Общая минерализация, г/л 237693,5

257598,6

Водородный показатель, рН 1,0-8,30 5,69

Жесткость общая, (мг-экв/л) 490-2684 1424,86

Химический тип воды, преимущественный Хлориднокальциевый

1.6 Состояние баланса запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и растворенного газа, производился по месторождению трижды:

 2008 г. – Оперативный подсчет запасов углеводородов по УстьЧавичинской и Юрубченской залежам пласта PI-2д (ФГУ ГКЗ №18/264-пр от 16.04.2008г., ЭЗ№1253-07оп от 20.12.2007г.)

 2010г – Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата в рифейских отложениях в пределах Юрубченского и ТерскоКамовского(южного) ЛУ. (ФГУ ГКЗ №18/57-пр от 04.02.2011г., ЭЗ №442-10 оп от 21.12.2010г.)

 2011г – Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата в рифейских отложениях в пределах Юрубченского и ТерскоКамовского(южного) ЛУ. (ФГУ ГКЗ №18/985-пр от 29.12.2011г.)

Сведения о состояния ресурсной базы на 01.01.2012 по данным государственного баланса отображены в рисунке 1.8

нефть, млн.т. конденсат, млн.т. газ, млрд.м3

Лицензионный участок С1 С2 С1 С2 С1 С2

геол извл геол извл геол извл геол извл извл извл Юрубченский 294 115 568 170 18 10 21 12 152 185 в т.ч. Юрубченская залежь 262 105 175 66 14 8 9 5 120 75

Рисунок 1.8 – Сведения о состояния ресурсной базы на 01.01.2012

В результате комплекса геологоразведочных работ получен прирост запасов нефти по Юрубчено-Тохомском месторождению по категории С1 в объеме 6,6 млн.т (утверждено протоколом №18/985-пр от 29.12.2011г. «Федеральное Агенство по недропользованию»)

2. Анализ разработки Юрубчено-Тохомского месторождения

2.1 Анализ проектных данных

В 2012 году Центральной комиссией по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья проводились расчеты для Юрубченской залежи по трем вариантам разработки. Наиболее приемлемым оказался вариант (№ 3).

Вариант № 3 – сформирован на базе варианта № 2, в котором предусматривается бурение многозабойных скважин по прямоугольной сетке 1600×1400 м. Суммарная длина горизонтально ствола 3000 м. Расстояние между рядами 1000 м, между скважинами 500 м. с возвратным закачиванием газа в газовую шапку, закачивание газа в газовую шапку планируется с начала ввода месторождения в разработку и попутно добываемой воды ниже водонефтяного контакта (ВНК) в рифейские отложения.

После выработки запасов нефти предполагается выработка запасов газа и конденсата из газовой шапки с помощью переходящих скважин.

Общий фонд скважин — 521, добывающих скважин 444, в т.ч. горизонтальных 432, из них 356 многозабойных, 15 газонагнетательных, 6 водонагнетательных, 3 наблюдательных, 3 пьезометрических, 2 водозаборных, 24 в консервации, 24 ликвидированных.

Фонд скважин для бурения – 456, из них: добывающих – 432 из них многозабойных – 356, горизонтальных газонагнетательных – 15, водонагнетательных — 6, наблюдательных – 3.

Накопленная добыча нефти – 171780 тыс.т; растворенного газа – 33199 млн. м ; газ газовой шапки 70768 млн. м 3; конденсата – 7162 тыс.т, достижение коэффициента извлечения нефти (КИН) – 0,392; коэффициента извлечения конденсата (КИК) – 0,580; коэффициента извлечения газа (КИГ) – 1,0; Коэффициент вытеснения. – 0,88; Коэффициент охвата. – 0,445. Плотность сетки скважин – 224 га.

Технологические показатели варианта разработки № 3 отображены в (рисунок 2.1).

Динамика основных показателей разработки ЮТНГКМ

9000 450

Действующий

фонд доб скв

8000 400

Действующий

фонд нагн скв

Обводненность. Действ.фонд добыв. и нагнет. скважин Добыча нефти и жидкости., тыс.т Добыча ПНГ, млн.м3

7000 350 Добыча

нефть+конденсат

Добыча жидкости

6000 300

Добыча газа

5000 250

Обводненность

4000 200

3000 150

2000 100

1000 50

0 0

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

2046

2047

2048

2049

2050

Рисунок.2.1. Технологические показатели разработки варианта № 3

2. 2.2 АНАЛИЗ ФОНДА СКВАЖИН И ЕГО СТРУКТУРА

По состоянию на 01.01.2012 г. В пределах Юрубченской площади пробурено 63 скважины (поисковые, разведочные, эксплуатационные), из них: 26-ликвидированы, 27- в консервации, 8-в пробной эксплуатации, 2пьезометрические. Характеристика фонда скважин приводится в таблице.2.1

Таблица.2.1 – Характеристика фонда скважин Наименование Характеристика фонда скважин Юрубченская залежь

1 2 3

Пробурено 63

В том числе разведочные 59

Возвращено с других горизонтов

Нагнетательные в отработке на нефть

Всего 63

Фонд добывающих скважин

В том числе:

Действующие 8

Из них фонтанные 8

ШГН

ЭЦН

В т.ч в накоплении

Бездействующие

В освоение после бурения

В консервации 27

Пьезометрические 2

Переведены на закачку

Переведены на другие горизонты

В ожидание ликвидации

Ликвидированные 26

Пробурено 2

Возвращено с других горизонтов

Фонд водозаборных

Всего 2

В том числе:

скважин

Действующие 1

Бездействующие 1

В освоение после бурения

В консервации

Наблюдательные

В ожидание ликвидации

Ликвидированные

Всего на 01.01.2012 г. По Юрубченской залежи отработано 642 тыс.т безводной нефти (0.4% от утвержденных начальных извлекаемых запасов).

Текущий КИН–0.002. Добыча осуществлялась фонтанным способом, средний дебит нефти по скважинам за 2011 г–50.4 т/сут. Накопленная добыча нефти за весь период разработки до 2012 года по скважинам представлена на (Рис.2.2).

319,7

98,0

53,3 56,4

25,2

67,2

6,1 9,6

0,5

скв. №5 скв. №5б скв. №5ВГ скв. №22 скв. №24

скв. №25 скв. №71 скв. №1046 скв. №1061 Рисунок.2.2. Распределение накопленной добычи нефти (тыс.т) по скважинам на 01.01.2012

год Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения

Основным объемом добычи нефти (49.2%) приходилась на скважину Юр-5, добыча остальных скважин (№ Юр-5б, Юр-5вг, Юр-22, Юр-24, Юр-25, Юр-71 и Юр-1061) соответственно 50.8%.

Уровни добычи нефти и фонд скважин за период 2007-2011 гг. соответствуют проектному. Накопленная добыча нефти составляет 99.5% от проекта.

Мероприятий по поддержанию пластового давления не проводилось, однако энергия газовой шапки и большие ежегодные перерывы в отборах нефти позволяют поддерживать текущее пластовое давление в зоне отбора.

2.3 Анализ технологических показателей разработки

Выделен один объект самостоятельной разработки пласта Р1-2 (Юрубченская залежь);

• Режим разработки месторождения находится в состоянии поддержания пластового давления. Залежь распределена на проектные уровни: В целом по залежи: По первоочередному участку:
• добыча нефти, тыс.т.

— 4214,8 (2016г.) 2319,7 (2013г.)

• добыча жидкости, тыс.т. — 6174,5 (2030г.) 2820,1 (2013г.)
• закачка воды, твс.м3 — 10179 (2028г.) 2305,8 (2020г.)
• добыча свободного «прорывного» газа из — газовой шапки, млн.м3 — 5358 (2016г.) 2137 (2013г.)
• добыча конденсата, тыс.т.

— 339,6 (2016г.)

Разбуривание подгазовой части скважинами по прямоугольной сетке 1500*1000 м. Длина ствола горизонтальных скважин до 1000м. Расстояние между рядами — 1000 м, между скважинами — 500 м система блоковая трехрядная;

• Разбуривание водонефтяной зоны и краевых участков залежи наклонно-направленными скважинами по обращенной девятиточечной системе площадного заводнения по сетке 1000*1000м;
• Фонд скважин за весь срок разработки — 451, в том числе 337 добывающих и 114 нагнетательных;
• Фонд скважин для бурения — 443 скважины, в том числе 142 наклоннонаправленные, 301 горизонтальная;

— Выделение первоочередного участка с фондом добывающих скважин 44 ед., включающего 8 существующих добывающих, 28 подлежащих бурению, в том числе 11 с горизонтальным окончанием ствола протяженностью до 1000м в подгазовой зоне и 17 наклонно-направленных в чистую нефтяную зону (ЧНЗ) в районе скважины №Юр-5. Дополнительно предусматривается ввод в эксплуатацию 8 разведочных скважин.

Характеристика текущего состояния разработки месторождения и сопоставление проектных и фактических показателей разработки по Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения представлены на рисунке 2.3

70 180

Годовая добыча нефти, тыс.т Годовая добыча нефти и действующий фонд,скв.

Годовая добыча жидкости,

тыс.т 140

Действ. фонд скважин

жидкости,тыс.т

Ср.дебит нефти, (фонтанная

Ср.дебит нефти, т/сут

40 добыча)т/сут 100

30 80

20

10 20

0 0

Рисунок 2.3. Фактическое состояние разработки Юрубченской залежи по состоянию на

01.01.2012г

80 Факт, добыча нефти, тыс.т Годовая добыча нефти и

действующий фонд,скв.

Проект, добыча нефти, тыс.т

жидкости,тыс.т 60 Факт, действ. фонд скв.

Ср.дебит нефти, т/сут

40

20

0 0

Рисунок 2.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Добыча нефти за 2011г (63 тыс.т) на 28,4% выше проектной. С 2001 по 2011годы фонд добывающих скважин на конец года (8 ед.) и действующий фонд (4 ед.) равен проектным значениям. В 2011 г действующий добывающий фонд скважин равен 8 ед., среднесуточный дебит скважин – 48,6 т/сутки. Накопленная добыча нефти с начала разработки составляет 642 тыс.т, по проекту 639 тыс.т, на 3 тыс. т превышает проектную.

Вывод: проектные решения по добыче нефти по горизонту Р1-2 Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения выполняются.

Начало промышленной разработки запланировано на 2016 г. Разработка пласта P1-2 будет осуществляться в 4 этапа:

• Первый этап ввод в 2016 году пускового комплекса обеспечивающего запуск месторождения в разработку с уровнем добычи до 2500 тыс. тонн нефти в год;
• Второй этап (зона подтвержденных промышленных притоков категории C1)- выход на проектные уровни добычи, предусматривающий ввод второй очереди объектов наземного обустройства и выход на уровень до 5 000 тыс. тонн нефти в год.

Третий этап – освоение всей залежи, включение в разработку низкодебитных зон с низкими коэффициентами продуктивности, категория запасов C2;

• Четвертый этап – выработка газовой шапки;

— Система разработки залежи многозабойными скважинами, размещенными по прямоугольной сетке 1600х1400 м. с расстоянием между рядами- 1000 м, с возвратным закачиванием газа в газовую шапку и попутно добываемой воды ниже ВНК в рифейские отложения.

3.Брьба с парофинообразованием в скважине

3.1 Классификация методов борьбы

По целевому назначению искусственные методы борьбы АСПО подразделяются на две группы указанные на рисунке 3.1

Рисунок 3.1 Классификация способов борьбы

3.2 Механизм образования АСПО

В Российской федерации применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации – классы, типы и виды нефтей.

По содержанию парафина нефти разделяют на три вида:

мало парафиновые, массовое содержание парафина не более 1,5%

парафиновые, массовое содержание парафина 1,5 – 6 %

высоко парафиновые, массовое содержание парафина более 6%

По содержанию смол нефти разделяют на три вида:

малосмолистые, массовое содержание смол менее 18%

смолистая, массовое содержание смол от 18 до 35 %

высокосмолистая, массовое содержание смол более 35%

Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 – 550С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнён тяжёлыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от жёлтого до чёрного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти.

При отборе нефти из скважины меняются физические условия по сравнению с пластовыми условиями, нарушается равновесие состояние растворов углеводородов.

При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твёрдых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твёрдых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выноситься с её потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъёмных трубах, выкидных трубопроводов, ёмкостях и хранилищах для нефти.

Температура, при которой в нефти появляются твёрдые частицы парафина, называется температурой начала кристаллизации парафина.

Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения.

Отложению парафина на стенках труб способствуют ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Последняя зависит от пульсирующей работы фонтанных скважин. Выпадение парафина происходит от потери лёгких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.

Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъёмным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части НКТ, на расстоянии 400 – 900 метров от устья скважины. Толщина слоя увеличивается по мере продвижения от забоя к устью.

Процесс отложения парафина в большей степени зависит от его характеристики. Чем больше тугоплавкость парафина, тем прочнее он прилипает к твёрдой поверхности.

3.3 Методы и средства для борьбы с АСПО, применяемые в

нефтегазодобывающей промышленности

В настоящее время для борьбы с АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании широко применяются механические, химические, термические, а также новые способы, среди которых использование методов лакокрасочных покрытий трубы, применение магнитных полей, акустики, вибровоздействия.

Механический способ депарафинизации оборудования включает в себя применение различных скребков, укреплённых на колонне насосных штанг, ручных лебедок со скребками и др.

Химическим методом является доставка химического реагента (различного рода растворителей) в НКТ и реагирования его с АСПО.

К термическим способам относят прогрев труб паром в скважине или после извлечения их на поверхность; промывку колонны насосных труб путём закачки в них горячей нефти, нагреваемой на поверхности; прогрев труб электрическим кабелем или погружными электронагревателями, постоянно находящимися в скважине и включаемыми на период депарафинизации; ликвидацию парафиновых пробок “греющимся снарядом” на кабеле другие способы.

Следует отметить, что применение для удаления АСПО тепловых методов должно быть оптимизировано. При недостаточном прогреве АСПО не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворённые при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при её охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов.

3.3.1 Механические методы

Ликвидация АСПО ручными лебёдками. Для удаления АСПО из насоснокомпрессорных труб добывающих скважин на месторождении широко используются ручные лебёдки со скребками. Скребок представлен на рисунке 3.2

Рисунок 3.2 Скребки для очистки труб от парафина: а) раздвижной скребок; б)

малогабаритный скребок.

Скребок спускается на проволоке или тонком стальном тросе. Скребки соскабливают со стенок НКТ отложившийся парафин. Вниз скребки двигаются под действием их веса и подвешиваемых грузов (до 10 килограмм).

Вверх их поднимают лебёдкой.

Для очистки скребками фонтанных скважин без остановки подачи нефти на устьевой арматуре монтируются лубрикатор с сальником и дополнительная буферная задвижка. Скребки могут иметь постоянное и переменное сечение. Недостаток скребков с постоянным сечением заключается в том, что их надо спускать в скважину когда слой отложившегося парафина был не более 0,5 – 0,7 миллиметров. При большей толщине слоя возможно застревание скребка и обрыв проволоки. Поэтому на промыслах применяют скребки с изменяющимся диаметром, который можно уменьшать при спуске скребков. При подъёме ножи скребка раздвигаются и срезают со стенок трубы парафин.

Частота применения скребков для очистки НКТ скважин от АСПО варьируется в зависимости от дебита скважины от 1 раза в сутоки до 1 раза в месяц.

Следует, однако, отметить, что использование ручных лебедок со скребками не позволяет провести качественную очистку внутренней поверхности НКТ от АСПО в случае если для проведения операции требуется остановка скважины (отсутствие буферной (дублирующей) задвижки), так как удалённые отложения АСПВ со стенок НКТ не выносятся на поверхность, а осаждаются, и в дальнейшем служат дополнительными центрами парафинизации. Во многом по этой причине на ряде скважин низок МРП работы скважины. Также данная технология удаления АСПО существенно нарушает стационарный температурный режим работы выкидных линий скважин и нефтесборных коллекторов, что может привести к более масштабным осложнениям, чем остановка одной скважины.

Нарушение температурного режима в зимних условиях приводит к охлаждению потока жидкости в нефтесборном коллекторе из-за уменьшения объема перекачки. На обводнённых кустах снижение температуры ниже температуры гидратообразования приводит к забивке коллектора гидратопарафиновой пробкой и остановке целого куста скважин.

Удаление АСПО при помощи установки с механизированной лебёдкой. Для механизации и автоматизации спуска и подъёма скребков изготовляются депарафинизационные установки с механизированной лебедкой. На рисунке 3.2. показана общая схема автоматической установки АДУ-3. Она состоит из лубрикатора 9, концевого выключателя подъёма 11, оттяжного ролика 5, автомата предохранителя 4, лебёдки 1 с электродвигателем, панели управления 19, клапана – зажима 6. Установка включается по заранее заданной программе несколько раз в сутки при помощи реле времени 20. Процесс очистки начинается спуском скребка или гирлянды скребков 13 на заданную глубину, определяемую по числу оборотов барабана лебёдки. Для отсчёта оборотов барабана и отключения двигателя при спуске скребков на заданную глубину на кронштейне привода водила устанавливается выключатель спуска 2, представляющий собой трехзаходный винт с микровыключателем. Выключатель спуска при помощи зубчатой передачи сцеплен с шестернёй 3 водила. Для устранения резких динамических нагрузок на скребковой проволоке 12 при перемене направления вращения, электродвигатель для подъёма скребка включается через некоторый промежуток времени, для чего в электрической схеме установки имеется тепловое реле. Когда скребок приходит в верхнее исходное положение, срабатывает концевой выключатель 11, подъёма скребка. При входе скребка в полость катушки увеличивается индуктивное сопротивление в её цепи, в связи с чем последовательно включенное реле отключит двигатель лебёдки. Следующий цикл опять начинается включением двигателя лебёдки при помощи реле времени для спуска скребков в скважину.

Автомат 4 предохраняет проволоку от спутывания при спуске скребка со скоростью выше расчётной, а так же предупреждает обрыв проволоки при заклинивании скребка в колонне насосно–компрессорных труб. При ослаблении скребковой проволоки во время спуска двигатель отключается до восстановления нормального натяжения, после чего спуск скребка продолжается.

Рисунок 3.3. Схема автоматической установки АДУ-3.

При заклинивании скребка во время подъёма электродвигатель автоматически переключается на спуск также до восстановления нормального напряжения. Стационарная тренога с роликом облегчает смену скребка и груза 14, а также оснастку и демонтаж скребков. Полость лубрикатора герметизируется прокладкой, которая затягивается гайкой 10 с ленточной резьбой. Для герметизации скважины при монтаже и демонтаже гирлянды скребков с грузом в установке АДУ предусмотрен клапан – зажим 6, представляющий собой резиновые пластины, помещенные в стальном корпусе. Назначение пластин – герметизация буферного отверстия, через которое проходит проволока, после монтажа или демонтажа скребков. Сбоку катушки, установленной над клапаном (крестовиной) 6 имеется манометр 8, служащий для контроля буферного давления, а так же игольчатый вентиль 7 для спуска давления из лубрикатора.

На панели управления 19 находятся сдвоенный магнитный пускатель 15, блок 18 из двух реле РПТ – 100, реле времени 20, кнопка управления 21, два пакетных выключателя 17, три предохранителя 16, трансформатор 380/24 в. и добавочное сопротивление. Скорость движения скребка от 0,34 до 0,68 м/сек., которую можно менять путём перестановки шкива клиноременной передачи. Продолжительность одного цикла при глубине 1000 метров изменяется от 50 минут до 1часа 40 минут.

3.3.2 Тепловые методы

Один из наиболее простых способов освобождения труб от парафина – подъём их на поверхность и продувка их паром, однако он малоэкономичен. При освобождении труб от парафина прогревом паром в качестве генератора пара пользуются передвижной паровой установкой (ППУ), смонтированной на автомобиле.

Также наиболее распространённый метод удаления асфальтосмолиствх отложений – промывка горячей нефтью. В процессе промывки коллектора или насосно-компрессорных труб происходит размягчение и плавление парафина с последующим растворением в теплоносителе. Необходимым условием качественной очистки является предотвращение их повторного осаждения из раствора на стенках труб. Это может быть обеспечено поддержанием на выходе из коллектора или на устье скважины температуры, при которой растворенные АСПО не осаждаются из раствора. Верхней границей этой температуры является температура кристаллизации (плавления) растворённого вещества. При промывке скважин горячей нефтью применяется спецтехника АДПУ и нефтевозы АНЦ.

Для прогрева насосно – компрессорных труб также используют различные растеплители. Принцип действия которых основан на подводе к “снаряду” электрического тока и прогрева проходного диаметра труб НКТ до полного растворения асфальтопарафиносмолистых отложений с последующим их выносом в систему нефтесбора.

Основным условием образования отложений АСПО в НКТ добывающих скважин является снижение температуры ниже температуры насыщения нефти парафином. Поэтому поддержание на устье скважины температуры выше температуры насыщения нефти парафином способно предотвратить отложения АСПВ в скважине.

Температура насыщения нефти парафином в условиях эксплуатации осложнённых АСПО скважин 27 – 48 С. Поэтому поддержание температуры на устье скважины на уровне 30-35С вполне достаточно для предотвращения отложений в НКТ скважин.

Для этих целей рекомендуется использовать нагреватель глубинный «ОЗНА-ТИТАН», производимый ОАО «АК ОЗНА» г. Октябрьский.

Нагреватель состоит из герметичного корпуса, в котором размещены три трубчатых нагревательных элемента, соединенных в «звезду», головки и наконечника. В головке размещён узел токоввода. Питание осуществляется по кабелю КПБК, КПБП. Нагреватель крепится к колонне НКТ с помощью резьбового соединения.

Для предотвращения отложений АСПО в насосно-компрессорных трубах рекомендуется применять нагреватели на скважинах с дебитом до 10м3/сут. и обводнённостью не более 50%.

3.3.3 Химические методы

Для депарафинизации скважин и оборудования широкое применение нашли различного рода растворители — отходы химической промышленности. В качестве растворителей для удаления АСПО на месторождениях России нефрасы марок С4 130/350 и С3 70/150, бензинорастворитель БР-1, гексановая и толуольная фракции (аналоги растворителя БР-1).

Технология доставки растворителя в НКТ и реагирования его с АСПО предполагает использование различных вариантов:

1) Растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в количестве 57м3 в затрубное пространство скважин и продавливается нефтью до перфорации. Нагнетание растворителя и его продавливание нефтью осуществляется при работающей скважине. Обработка внутренней поверхности НКТ растворителем происходит за счёт его подачи насосом из затрубного пространства;

2) Растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объёме 5-7м3 при работающей скважине без последующего продавливания к насосу буферным слоем нефти. Опускаясь вниз, он попадает на приём насоса и вместе с нефтью поступает в НКТ;

3) Растворитель из автоцистерны подаётся в затрубное пространство агрегатом в объёме 5-7м3 с последующим продавливанием нефтью при работающим насосе до полного проникновения в НКТ с фиксацией выхода его на устье скважины. Скважина останавливается для реагирования агента с АСПО на 8-10 часов. Продукты обработки после пуска насоса в работу направляются в выкидную линию;

4) Растворитель в количестве 2-3 объёмов НКТ нагнетается агрегатом в затрубное пространство скважины, после чего производится обвязка ее по схеме НКТ — затрубное пространство. Скважина переводится на самоциркуляцию в течение 8-10 часов. Продукты обработки направляются в выкидную линию;

5) Растворитель нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объёме равном объёму колонны до глубины подвески насоса. Нагнетание осуществляется при минимальной скорости и работающем насосе до появления растворителя на устье скважины;

6) Растворитель с помощью агрегата в объеме 5-7м3 подается в затрубное пространство и в дальнейшем продавливается под приём насоса при работающей скважине, порции растворителя постепенно подаются насосом в НКТ. Время контакта растворителя с АСПО зависит от производительности насоса;

7) Технология обработки предусматривает использование в скважине полых штанг. Нагнетание растворителя осуществляется агрегатом через полые штанги в НКТ до их заполнения. Работы производятся на остановленной скважине, время обработки составляет 8-10 часов;

8) Технология предусматривает установку в НКТ на глубине 500-600 метров клапана, позволяющего заполнять трубы растворителем без насоса. Реагент нагнетают агрегатом в затрубное пространство, в НКТ через клапан. Скважину обрабатывают 8-10 часов, после включения насоса продукты направляются в выкидную линию.

Следует отметить, что каждая из вышеописанных технологий удаления АСПО имеет определённые достоинства и недостатки. Причём выбор того либо иного технологического варианта обработки во многом определяется не только физико-химическими свойствами АСПО и условиями эксплуатации скважины, но и свойствами используемого растворителя.

Технологии обработок по 1, 2, 6 и 7 вариантам предполагают использование растворителей с высокой растворяющей способностью к АСПО, так как при их осуществлении наблюдается снижение активности растворителя за счёт перемешивания с продавочной и (или) добываемой нефтью. Кроме того, второй технологический вариант обработки целесообразно применять в том случае, когда состав обладает высокой диспергирующей способностью к АСПО. Нужно отметить, что достоинством 1, 2 и 6 вариантов обработок является отсутствие потерь в добыче нефти, так как процесс осуществляется без остановки скважины.

К основным недостаткам технологии обработки по пятому варианту относится использование больших объёмов растворителя (до 15м3) и снижение его активности за счёт смешения с добываемой нефтью.

Технология обработки по восьмому варианту, заключающаяся в установке клапана в НКТ на максимальной отметке отложений АСПВ, исключает непроизводительные расходы растворителя. Однако, необходимость продолжительной циркуляции растворителя, отсутствие спецклапанов, обеспечивающих стабильную работу оборудования, существенно усложняют данную технологию.

Наиболее рациональными следует признать технологии проведения химических обработок скважин по третьему и четвертому вышеприведённым вариантам

3.4 Закачка ингибиторов в скважину

Наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы предупреждающие их отложение. Наиболее целесообразно предусматривать использование этих методов на вновь обустраиваемых скважинах, расположенных в природоохранной зоне, и объектах, к которым затруднен подъезд в течение длительного времени.

Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции АСПО на стенках оборудования, формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол и асфальтенов, увеличению моющих свойств водонефтяного потока по отношению к АСПО и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании. При использовании ингибиторов предотвращается отложение АСПО не только в скважинном оборудовании, но и в выкидных линиях и сборных коллекторах.

Перед использованием ингибиторов АСПО на скважинах не оборудованных пакерами необходимо переоборудовать устье скважины для перепуска части добываемой продукции из выкидной линии в затрубное пространство с целью обеспечения доставки ингибитора к забою и удалить накопившиеся АСПО в процессе эксплуатации с помощью химических растворителей. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве, что обеспечивается:

• непрерывной подачей в затрубное пространство с помощью наземного дозировочного насоса;
• непрерывной подачей с помощью глубинного забойного дозатора, например, из контейнера, заполненного ингибитором, и оборудованного струйным насосом, приводимым в действие нефтяным потоком;

• ежедневной подачей в затрубное пространство с помощью дозаторов типа “метанольницы”;
• подачей ударной дозы в течение 1-5 суток;
• периодической закачкой ингибитора в ПЗП, выполняющую роль дозатора реагента, через 1-3 месяца;
• задавливанием в пласт нефтью и др.

Накопленный опыт ингибирования АСПО на отечественных нефтепромыслах свидетельствует, что наиболее эффективна технология непрерывной подачи ингибитора с помощью наземного дозировочного насоса через затрубное пространство в нефть. Технологическая эффективность приведённых ингибиторов достигается при дозировке их в нефть в расчёте 50200 грамм на 1тонну нефти. Как правило, в течение первых 10 дней ингибитор в скважину подаётся в режиме “ударной дозировки”, которая в 5-10 раз превышает оптимальную. Для обеспечения надежной и быстрой доставки ингибитора к приёму насоса или на забой скважины его целесообразно подавать в поток нефти, частично перепускаемой из выкидной линии в затрубное пространство. Целесообразно перепускать до 10% добываемой продукции, но не более 3-4м3.

Использование технологии постоянного дозирования требует наличия надёжных технических средств для её осуществления на каждой из осложнённых отложениями АСПО скважине:

на фонтанных скважинах и наземных транспортных коммуникациях дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-2Э, устройств гидростатического действия УДГ.

При реализации данной технологии должно быть обеспечено постоянное обслуживание и регулирование технических средств на определенный расход ингибитора. При невозможности обеспечения вышеперечисленных условий для ингибиторной защиты может быть применена технология периодической подачи реагента в скважину с помощью агрегатов ЦА-320 и ЦА-320М (Азинмаш), которая включает монтаж, опрессовывание нагнетательной линии от агрегата к затрубному пространству скважины. Перед закачиванием ингибитора в скважину необходимо:

• Остановить скважину, снизить давление в затрубном пространстве путём перепуска из него газа в выкидную линию, использовав для этих целей перепускной клапан на устьевой арматуре;
• Вместо пробки на планшайбе устьевой арматуры ввернуть вентиль со шлангом для отвода возможного избытка газа, скапливающегося в затрубном пространстве в период проведения работ.

Объём закачиваемого ингибитора в скважину для одноразовой обработки рассчитывается с учётом суммарного количества нефти в затрубном пространстве и в трубах и должен составлять не менее 5 и не более 8% от суммарного количества нефти. После задавливания ингибитора в затрубное пространство скважину запускают в работу “на себя”, продолжительность которой составляет в среднем 6 часов. Затем скважина запускается в работу в регламентном режиме.

В зарубежной практике ингибирования АСПО в добывающих скважинах широко используется технология, заключающаяся в непрерывной подаче ингибитора, расположенным на поверхности дозировочным насосом, по дозировочной трубке через специальную нагнетательную муфту, крепящуюся на НКТ, ниже интервала начала отложения АСПО. Однако, сложность монтажа, отсутствие необходимого оборудования и опыта его эксплуатации не позволяют использовать данную технологию в настоящее время. Тем не менее данная технология, а также метод с использованием дозаторов, устанавливаемых ниже спуска насоса, наиболее целесообразны для ингибирования АСПО в НКТ эксплуатационных скважин, оборудованных пакерами.