Файл: 2Н (14) апрель 2011 г. Экспозиция нефть газобводненность продукции скважин и влияние ее.pdf

14
2/Н (14) апрель 2011 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
ОБВОДНЕННОСТЬ ПРОДУКЦИИ
СКВАЖИН И ВЛИЯНИЕ ЕЕ
НА ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ
В ДОБЫЧЕ НЕФТИ
В. А. НАСЫРОВ
Ю.В. ШЛЯПНИКОВ
А. М. НАСЫРОВ
начальник отдела Ижевского нефтяного научного центра гл. инженер НГДУ « Киенгоп»
доцент Удмуртского Гос. Университета
Ижевск
VANasyrov@udmurtneft.ru
УДК 622. 276.5:556.343
Предложены границы подразделения скважин в группы по уровню содержания воды в добываемой продукции. Выявлены причины большой погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводненных скважин. Изложено влияние обводненности продукции скважин на осложняющие факторы в добыче нефти.
Обводненность продукции скважин, аномально-вязкие эмульсии, погрешность измерения содержания воды, влагосодержание, большеобъемная проба, асфальтосмолистые парафиновые отложения, интенсивность коррозии, сульфид железа
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА:
1. Группы скважин по уровню
обводненности продукции.
В настоящее время в литературных источниках и нормативно -технических документах нет четкого разделения скважин по уровню обводнения. Однако с учетом технологических особенностей продукции скважин и эмульсий целесо- образность в разделении скважин по уровню обводнения имеется. Скважины по уровню обводненности можно под- разделить на 4 группы.
Первая группа – с содержанием воды в продукции скважины до 40%.
Дисперсионная среда при этом – нефть, дисперсная фаза – вода. Механическое перемешивание не создает аномально- вязких эмульсий. Эту группу надо отне- сти к малообводненому фонду скважин.
Вторая группа – скважины с продук- цией средней обводненности – от 40 до
75% воды в скважинной продукции. В ин- тервале этой обводненности происходит инверсия фаз: эмульсия вода в нефти превращается в эмульсию нефть в воде.
При механическом перемешивании соз- даются аномально-высоковязкие эмуль- сии, обладающие структурообразующи- ми и тиксотропными свойствами. Такие эмульсии разлагают подогревом, добав- лением деэмульсаторов, воздействием электрических и магнитных полей.
Третья группа 75-95% обводненно- сти: эмульсия быстро разлагается на нефть и воду с достаточно четким раз- делом фаз. При этом вязкость жидкости небольшая и по величине может быть даже ниже вязкости чистой нефти. Эта группа называется высокообводненным фондом.
Четвертая группа скважин – это груп- па с предельной обводненностью про- дукции 95% и выше. При этом вязкость жидкости близка к вязкости пластовой воды. Устойчивая эмульсия не создается при перемешивании с любой интенсив- ностью, водо-нефтяная смесь быстро расслаивается на нефть и воду.
При существующей системе сбо- ра нефти и газа и отбора проб жид- кости на содержание воды точный замер обводненности продукции высо- кообводненных скважин представляет определенную трудность в отличие от продукции скважин с малой и средней обводненностью.
2. Причины высокой погрешности
при измерении содержания воды
в продукции высокообводненных
скважин.
1. В зависимости от способа эксплуата- ции скважин, от величины газового фак- тора, от структуры жидкости в подъем- ных трубах могут быть значительные отклонения в содержании воды в до- бываемой жидкости при отборе проб на устье. Как известно, различают три вида структуры потока в НКТ:
- пробковая
- пузырьковая
- стержневая ►
Рис.1. Зависимость вязкости нефти от содержания воды.
Стрелками показаны стадии обводнения продукции скважины:
0-40% – малая обводненность, 40-75% – средняя обводненность,
75-95% – высокая обводненность, 95-100% – предельная
обводненность.
Большеобъемный метод отбора проб скважинной жидкости для опреде- ления обводненности продукции сква- жины. (при В>75%)
• Закрывается секущая задвижка на выкидной линии, вся продукция сква- жины направляется в бункер ЦА-320
• Набирается объем не менее полови- ны объема НКТ.
• Замеряется высота налива жидкости в бункере
• В жидкость спускается стеклянная трубка с внутренним диаметром не менее 15 мм, сверху герметично за- крывается пробкой
• Или в жидкость спускается лента с водочувствительной пастой
• Замеряется высота слоя нефти, раз- делив ее на высоту налива жидкости определяется объемная доля нефти, соответственно и воды
Рис.2. Метод уточнения содержания воды при высокой
и предельной обводненности продукции скважин.
ДОБЫЧА

15
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 2/Н (14) апрель 2011 г.
Наиболее серьезным ошибкам приво- дит пробковая структура потока, поскольку в подьемных трубах создаются условия для разделения фаз нефти и воды. Поэтому, если при отборе проб продукции скважин на устье оказалось начало пробки – будет одно содержание воды, конец пробки жид- кости – другое содержание воды.
2. При измерении обводненности продук- ции скважины очень важное значение имеет конструкция и способ установки пробозаборного устройства.
В настоящее время в на промыслах применяется 3 варианта устьевых пробо- заборных устройств (варианты 1-3, рис. 3).
Данные конструкции пробозаборных устройств обеспечивают удовлетвори- тельную достоверность результатов за- мера обводненности в интервале 0-75%.
В случае более высокой обводненности продукции скважин указанные варианты пробоотборников дают погрешность до
10% и более, независимо от того, есть многоточечный отбор (вариант-3), или нет. Причиной этому является то, что ско- рость течения жидкости обратно пропор- ционально величине вязкости. Вязкость воды десятки раз меньше вязкости неф- ти, поэтому в емкости для набора про- бы всегда больше воды, чем есть на ►
Рис.3. Применяемые (вариант 1-3) и предлагаемый
способы установки пробозаборного устройства.
ДОБЫЧА

16
2/Н (14) апрель 2011 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
самом деле в продукции скважины.
3. Третья причина погрешности – ошибка при измерении процента воды в хими- ко-аналитических лабораториях. Эта со- ставляющая погрешности весьма мала и не превышает 1-1.5%.
Таким образом, основная погреш- ность при измерении обводненности скважин по существующей технологии возникает при отборе проб жидкости на устье скважины из-за несовершенства пробозаборных устройств и неравно- мерности структуры потока.
3. Предложения по снижению
погрешности при измерении
обводненности продукции скважин.
Одним из основных методов сни- жения погрешности при измерении со- держания воды в продукции высоко- обводненных скважин может служить применение диспергаторов жидкости на месте отбора проб (см. вариант 4.прило- жение 9.2.)
В этом случае проба отбирается с турбулентного потока, где раздел фаз нефть-вода не существует. Применение диспергаторов значительно повышает достоверность измерений содержания воды в жидкости скважины.
Примером может служить скв. 371
Гремихинского месторождения, где уста- новлен на устьевой обвязке « Узел техно- логического контроля» в порядке экспе- римента с 2004г. На устье этой скважины имеется возможность отбирать пробу с обычного пробоотборника и диспергато- ра. При обводненности продукции ниже
70% разница в влагосодержании проб с обычного пробоотборника и дисперга- тора небольшая, а при обводненности выше 70% с обычного пробоотборника содержание воды на 4-10% выше, чем с диспергатора.
Применение таких неточностей не- допустимо при предельной обводненно- сти продукции скважин , поскольку речь при этом уже идет о рентабельности эксплуатации скважин. Например, УЭЦН
5-160-1300 работает с дебитом жидко- сти 150м
3
/сутки при обводненности про- дукции согласно отобранным пробам традиционным способом – 98%. При бо- лее точном измерении и при уточнении отбора проб большеобъемным методом оказалась обводненность 93%. Таким образом в первом случае суточный де- бит нефти равнялся 3м
3
, во втором слу- чае 10.5% м
3
, т.е. уже о нерентабельно- сти речь не может идти.
4. Большеобьемная проба
продукции скважин.
Как было отмечено выше, что в лифте скважины и пробозаборном устройстве на монифольде скважины происходит значительное искажение влагосодер- жания продукции скважины, в большин- стве случаев в сторону увеличения вла- госодержания. В целях более точного измерения влагосодержания продук- ции скважины рекомендуется отбирать большеобьемные пробы жидкости. Что- бы исключить или уменьшить влияние структуры потока жидкости в подьемных трубах обьем пробы предлагается брать не менее половины обьема НКТ. При от- боре проб высокообводненная скважина работает только на отдельную емкость
(см.рис. 2.). После отбора пробы жидко- сти дается небольшой отстой (в преде- лах одного часа ) для дегазации жидко- сти и разделения фаз.
Следующим шагом является изме- рение высоты налитой жидкости и высо- ты слоя нефти путем набора жидкости в стеклянную трубку или определение толщины слоя нефти с помощью водо- чувствительной ленты.
Разделив высоту слоя нефти в сте- клянной трубке на высоту набранной жидкости в емкости определяется пред- варительный результат измерения со- держания нефти в продукции скважины.
Для более точного определения содер- жания воды отобранный слой нефти направляют в ХАЛ для измерения оста- точного содержания воды, результат ко- торого прибавляют к предварительному результату определения влагосодержа- ния продукции.
Большеобъемный отбор пробы при- меняется для уточнения влагосодержания продукции высокообводненной скважины для принятия решения о рентабельности ►
Рис.4. Зависимость интенсивности отложений АСПО от
содержания воды в продукции скважин для ЭЦН5-80-1200
и НГН-44.
Рис.5. Зависимость интенсивности АСПО от скорости потока
для различных вязкостей добываемой жидкости. μ1-10мПас;
μ2- 30мПас; μ3-150мПас.
Рис.6. Характер изменения агрессивности
добываемой жидкости от обводнения
продукции скважины.
Рис.7. Зависимость интенсивности отложений сульфида
железа от обводнения продукции скважин на Мишкинском
месторождении нефти.
ДОБЫЧА

17
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 2/Н (14) апрель 2011 г.
эксплуатации скважины с этого горизон- та, перед переводом скважины в бездей- ствие или на другой горизонт.
Альтернативой большеобъемному отбору проб является применение ав- томатических поточных приборов по из- мерению влагосодержания продукции скважины. Интегральный показатель влагомера за 8 часов полностью бы лик- видировала погрешность измерения со- держания воды из-за структуры потока жидкости по трубе. Однако, отечествен- ная промышленность пока не выпускает влагомеры необходимой точности изме- рения для высокообводненных сред.
4. Влияние содержания воды в
продукции скважины на
осложняющие факторы.
4.1. Интенсивность отложения ас-
фальтосмолистых парафиновых отло-
жений (АСПО) на стенках насосно-ком- прессорных труб (НКТ) в зависимости от обводнения продукции скважины изуче- на, в основном, в промысловых условиях методом наблюдения отложений при те- кущих и капитальных ремонтах скважин, а также методом анализа частоты спуска скребков и горячих промывок скважин.
Зависимость интенсивности отло- жений АСПВ от обводненности для спо- собов эксплуатации УЭЦН и СШНУ для большинства изученных месторождений
Удмуртской Республики имеет вид, как показано на рис.4.
Характер, глубина, и интенсивность
АСПО в начальной стадии эксплуатации скважин СШНУ и УЭЦН ( до обводнен- ности продукции 15-20%) значительных расхождений не имеют. Однако при до- стижении обводненности продукции скважин 30-35% интенсивность отло- жений в НКТ при эксплуатации УЭЦН резко снижается. Как видно из графика
(рис.4.), интенсивность асфальтосмоли- стых парафиновых отложений (АСПО) после достижения обводненности про- дукции 30-35% при эксплуатации УЭЦН приближается к нулю. Эта закономер- ность установлена для Архангельского,
Ельниковского, Киенгопского и других месторождений. Причина такого явле- ния детально не изучена. Однако, учи- тывая проявления указанного факта практически на всех месторождениях с различными свойствами нефти и газо- вым фактором, можно предположить, что при достижении обводненности
30-35% в центробежных колесах насо- са образуется достаточное количество центров кристаллизации парафина, что способствует образованию кристаллов парафина в массе нефти и снижает ин- тенсивность кристаллизации парафина непосредственно на стенках НКТ. При этом надо заметить, что подача деэ- мульсаторов нарушает проявление вы- шеуказанной закономерности.
Для СШНУ такая последователь- ность, как для УЭЦН, не наблюдается. В интервале максимальной вязкости жид- кости (40-75% обводнения) наблюдает- ся снижение интенсивности отложений парафина, уменьшается и количество горячих обработок, в дальнейшем ин- тенсивность отложения парафина не- значительно повышается.
Поскольку вязкость добываемой продукции в подъемных трубах в значи- тельной степени зависит от обводнения, а интенсивность АСПО, в свою очередь, зависит от вязкости жидкости, то харак- тер проявления этих величин в зависи- мости от скорости потока по результатам эмпирических оценок представлен на рисунке 5. Таким образом, можно кон- статировать, что изменение содержания воды в продукции скважин значительно влияет на интенсивность АСПО на сква- жинном оборудовании.
4.2. Влияние содержания воды
в добываемой продукции на
реологические свойства жидкости.
По мере появления воды в добыва- емой продукции происходят изменения в реологических свойствах нефти. Эти из- менения до уровня обводнения 35-40% незначительны и существенного влияния на работу скважинного оборудования не оказывают. Однако при дальнейшем уве- личении содержания воды в добывае- мой продукции начинает образовываться устойчивая высоковязкая эмульсия вода в нефти, обладающая структурообра- зующими и тиксотропными свойствами
(см.рис.1). Максимальная вязкость этой эмульсии, превышающая вязкость нефти в десятки и сотни раз, достигается при об- воднении 55-65%. Такая вязкость в первую очередь влияет на работу СШНУ: повы- шаются амплитудные нагрузки на колон- ну штанг, увеличиваются гидравлические трения штанг при ходе их вниз нередко до значения веса колонны штанг, что при- водит к зависанию штанговой колонны.
УЭЦН тоже снижает коэффициент подачи, повышается нагрузка на ПЭД до 10-15%, требуется применять более высоконапор- ные насосы.
При достижении обводнения 75% и бо- лее эмульсия теряет устойчивость, созда- ется дисперсия нефть в воде с небольшой вязкостью. Если пластовая нефть имеет высокую вязкость, из-за чего не приме- нялась УЭЦН, то после 80% обводнения можно применять УЭЦН с хорошими ко- эффициентами подачи. Примером может служить Гремихинское месторождение
Удмуртской Республики с высоковязкими нефтями, где в начальный период приме- нялся только способ эксплуатации с по- мощью СШНУ, а при высоком обводнении
30% фонда эксплуатируется УЭЦН.
4.3.Влияние содержания
воды в продукции скважины на
интенсивность коррозии.
На скорость коррозии скважинного оборудования оказывают влияние многие факторы, такие как минерализация воды, температура жидкости, наличие раство- ренных в жидкости агрессивных газов и других химически активных элементов, скорость потока и другие. Влияние со- держания воды в продукции скважин на скорость коррозии металла нефтепро- мыслового оборудования изучалось по результатам статистического анализа по- рывности нефтепроводов на отдельных месторождениях и путем анализа скоро- сти коррозии образцов свидетелей, уста- новленных на выкидных линиях скважин.
Надо сказать, что разброс данных доста- точно большой, однако характер измене- ния агрессивности добываемой жидкости в зависимости от обводнения по боль- шинству месторождений прослеживается и имеет вид, как показано на рис.6.
Надо отметить, что до обводненности
45-50% интенсивность порывов идентич- ных трубопроводов и скорость коррозии, определенная по образцам свидетелям, остается практически на одном уровне.
Далее начинает резкий рост этих пока- зателей и стабилизация на уровне об- воднения 80%. Причина резкого роста интенсивности коррозии оборудования обьясняется выпадением свободной воды из водонефтяной эмульсии и при- менением деэмульсаторов для борьбы с эмульсией.
4.4. Влияние обводнености продукции
скважин на отложения солей на сква- жинном оборудовании на месторожде- ниях ОАО «Удмуртнефть» графически показать не представляется возмож- ным из-за большого разброса данных.
Единственно, что имеет определенную закономерность, это интенсивность от- ложений сульфида железа на скважин- ном оборудовании в зависимости от об- воднения продукции. Закономерность выявлена в результате многочисленных химических анализов осадков на сква- жинном оборудовании на Мишкинском нефтяном месторождении. Характер за- висимости показан на рис.7. Это практи- чески прямая зависимость в стадии вы- сокого обводнения продукции скважин. В интервале малого обводнения продукции скважин данные малочисленны и имеют большой разброс показателей, поэтому показать графически не представляется возможным.
Выводы.
1. Повышение содержания воды в про- дукции скважин снижает негативное влияние АСПО на работу скважинного оборудования.
2.
В интервале обводнения продукции скважин 40-75% создается водонефтя- ная эмульсия, обладающая структур- ными и тиксотропными свойствами, что снижает коэффициент подачи насосов и может привести к зависанию штанго- вой колонны.
3.
Интенсивное повышение коррозион- ной активности скважинной продукции наблюдается в интервале обводнения
50-80% с дальнейшей стабилизацией этого показателя.
4. В интервале высокого обводнения сква- жинной продукции интенсивность об- разования отложений сульфида железа на скважинном оборудовании находит- ся в прямой зависимости от содержа- ния воды в продукции скважины. По другим минеральным солям четкой закономерности не обнаружено. ■
ДОБЫЧА