Статья:

Анализ текущих режимов работы скважин Уренгойского НГКМ, оценка физического состояния смеси вдоль ствола скважины и определение текущих значений интенсивности парафиноотложений

Журнал: Научный журнал «Студенческий форум» выпуск №19(40)

Рубрика: Науки о Земле

Выходные данные
Поступов А.В., Леонтьев С.А. Анализ текущих режимов работы скважин Уренгойского НГКМ, оценка физического состояния смеси вдоль ствола скважины и определение текущих значений интенсивности парафиноотложений // Студенческий форум: электрон. научн. журн. 2018. № 19(40). URL: https://nauchforum.ru/journal/stud/40/40914 (дата обращения: 17.09.2021).
Журнал опубликован
Мне нравится
на печатьскачать .pdfподелиться

Анализ текущих режимов работы скважин Уренгойского НГКМ, оценка физического состояния смеси вдоль ствола скважины и определение текущих значений интенсивности парафиноотложений

Поступов Артем Вадимович
магистрант Тюменского индустриального университета, РФ, г. Тюмень
Леонтьев Сергей Александрович
д-р техн. наук, профессор Тюменского индустриального университета, РФ, г. Тюмень

 

Анализ проблемы осложнения работы нефтяных скважин образованием парафиновых отложений необходимо начать с общих сведений о разрабатываемых объектах, анализа фонда скважин и задействованных способов эксплуатации.

Нефть, добываемая на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении, характеризуется высоким содержанием парафинов, вследствие чего разработка осложняется процессами их отложений в скважинном оборудовании.

Известно, что интенсивность отложений в значительной степени зависит от динамики потока. В связи с этим совершенно очевидно, что исследования должны проводиться на режимах течения, максимально соответствующих режимам работающей скважины. Для определения режима работы скважин необходимо установить текущий межочистной период работы, а также ряд критериев, по которым возможно определить эффективность применения реагентов борьбы с парафиноотложениями.

Исследования предусматривают определение скорости роста слоя АСПО на стенках НКТ по результатам оценки динамики изменения во времени проходного сечения НКТ с одновременной фиксацией параметров работы скважины (дебит, температуры, давления). Предварительно проводилась тепловая обработка скважины, для получения более точных показаний, в связи с тем, что образовавшиеся до момента начала исследований отложения были удалены горячим конденсатом. Контроль проходного сечения НКТ осуществляется посредством ежедневного спуска/подъема шаблонов различного диаметра (шаблонирование). Шаблонирование начинается с больших диаметров с постепенным уменьшением по мере накопления слоя АСПО. При получении непрохода шаблона с минимальным из имеющейся линейки диаметров исследования считались завершенными, после чего проводятся процедуры депарафинизации скважины с последующей эксплуатацией.

Уже на третий день исследований получен непроход шаблоном диаметром 55 мм. При попытке его извлечения произошел обрыв троса, что повлекло за собой вынужденную остановку скважины и приостановку дальнейших исследований. В результате первоначальный вариант исследований был скорректирован. В целях исключения рисков образования парафиновой пробки контроль сечения проводился на базе шаблонирования шаблоном малого диаметра 32мм. Результаты исследований представлены виде таблицы ниже (Таблица 1).

Таблица 1.

Результаты исследования скважины

Периоды работы между ТО

Объем конденсат при ТО, м3

Количество суток в работе

Причина остановки

25.02.18 по 28.02.18

32

4

Непроход шаблона D55мм на глубине 470м

01.03.18 по 11.03.18

28

11

Непроход шаблона D32мм на глубине 680м

12.03.18 по 18.03.18

16

7

Непроход шаблона D32мм на глубине 400м

19.03.18 по 27.03.18

20

9

Непроход шаблона D32мм на глубине 440м

28.03.18 по 02.04.18

20

6

Непроход шаблона D32мм на глубине 650м

03.04.18 по 11.04.18

17

9

Непроход шаблона D32мм на глубине 600м

12.04.18 по 18.04.18

20

7

Непроход шаблона D32мм на глубине 705м

 

При условии оценки значения межочистного периода от момента проведения ТО до непрохода шаблона, полученный диапазон межочистного периода составил от 6 до 11 суток при условии использования шаблона диаметром 32мм. Важным является то, что межочистной период в 11 суток получен при закачке конденсата в объеме 28м3 вместо обычно используемых 20 м3. При этом до этого скважина работала 4 суток после закачки конденсата в объеме 32 м3. Иными словами, межочистной период в 11 суток получен при увеличенном объеме закачки конденсата.

Если из расчета исключить данный период и рассматривать только те случаи, когда использовалась обычная закачка конденсата в объеме порядка 20 м3, то диапазон межочистного периода значительно уже и составляет от 6 до 9 суток.

Важным результатом исследований стало следующее обстоятельство. Определение внутреннего проходного сечения скважины на основе шаблонирования не отражает истинной скорости парафинизации. В ходе наблюдения за ходом работ установлено, что шаблон после извлечения его из скважины имеет налипший слой отложений, в результате чего его диаметр существенно увеличен. Обусловлено это тем, что АСПО имеют плотную структуру лишь в глубинных слоях, в то время как внешние слои, с которыми непосредственно соприкасается шаблон в процессе СКО, имеют консистенцию вязкой липкой субстанции. В процессе спуска шаблона и в результате непосредственного его контакта с внешними слоями АСПО на шаблон происходит налипание этой субстанции, что существенно увеличивает его внешний диаметр. В результате шаблон застревает значительно раньше, чем если бы это происходило в случае отсутствия этого налипшего слоя.

Устранить процесс налипания не представляется возможным. Сокращения объема налипания можно добиться за счет уменьшения площади контакта шаблона со слоем отложений в скважине за счет снижения его длины. Однако это ведет к снижению веса шаблона, что осложняет его спуск и ведет к увеличению вероятности «подбрасывания».

В подтверждение сказанного получен непроход шаблона диаметром 50мм и длиной порядка 1,5м и успешный спуск шаблона диаметром 55мм и длиной 0,5м для тех же скважинных условий. Это подтверждает предположение о том, что проход шаблона в значительной степени зависит от площади контакта.

Главным негативным фактором применения шаблонирования являются заниженные значения межочистного периода, что ведет к увеличенному потреблению конденсата для проведения ТО. Таким образом, поиск иных критериев необходимости проведения ТО является крайне актуальной задачей.

Кроме того, получено, что мониторинг степени парафинизации скважины на основании данных существующей телеметрии не дает ответа на данный вопрос. Колебания всех показателей работы скважины (давление, температура) в течение исследований находились в пределах своих начальных значений без какой-либо динамики. Дебит по нефти также не является показателем парафинизации. Однако важным элементом является дебит по газу. В течение времени с момента начала исследований после проведения ТО наблюдается тенденция его снижения. На рисунке 1 отображена динамика дебита нефти и газа в течении проведения исследований.

Таким образом, на основании полученных результатов промысловых исследований можно сделать следующие выводы:

1. Значение межочистного периода зависит от объема закачиваемого конденсата при проведении тепловой обработки – чем выше объем закачки, тем длиннее межочистной период.

2. При использовании стандартных объемов закачки конденсата (порядка 20м3) значения межочистного периода колеблются в диапазоне 6-9 суток.

3. Проход или непроход шаблона зависит как от его диаметра, так и от его длины. Чем короче шаблон, тем меньше его площадь контакта с верхним рыхлым слоем отложений, и тем меньше происходит налипание слоя АСПО, приводящее к увеличению его диаметра.

4. Применение шаблонирования лишь отчасти позволяет определить значение межочистного периода. После непрохода шаблона работа скважины может продолжаться и дальше несколько суток.

 

Рисунок 1. Динамика дебита по нефти и по газу в течение проведения исследований

 

Список литературы:
1. Болигатова О.В., Минеев Б.П. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти [Текст] / О.В. Болигатова, Б.П. Минеев // Нефтепромысловое дело. – 2004. – №12. – С. 41-43.
2. Былков В.А. Эксплуатация скважин в условиях интенсивного образования АСПО на месторождениях Вала Гамбурцева ОАО «Северная нефть» // Нефтегазовая вертикаль. 2006. № 2. С. 44–45.
3. Емельянов П.Е., Кисленко Н.Н., Крайнова Е.В. (ООО «Газпром развитие»), Афанасьев И.П., Солодов П.А., Афанасьев Е.П. (ООО «Газпром переработка») Предложения по предотвращению отложений парафинов при транспорте нефтегазоконденсатной смеси утяжелённого состава по МК Уренгой-Сургут// Газовая промышленность. - 2012.- №6-С.60-64.
4. Тронов, В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними [Текст]: учебник / В.П. Тронов. – М.: Недра, 1970. – 192 с.
5. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: Сборник научных трудов / ООО «Газпром добыча Уренгой». — М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2008. — 366 с.