Файл: Анализ эффективности методов борьбы с солеотложениями при.pdf

21
По данным промыслово-геофизических исследований и опробований на месторождении по другим отложениям нефтепроявления отмечались в отложениях коры выветривания складчатого фундамента (пласт М).
Продуктивность пласта М установлена скважиной 3 при испытании интервала
2692-2704 м. Дебит нефти составил 120 м
3
/сут. Коэффициент продуктивности 14,8 м
3
/сут/МПа. Пластовое давление 26,86 МПа, пластовая температура +98

С. Через двое суток фонтанирование прекратилось, и в скважине было установлено наличие воды. В скважинах 2, 12, 13, 14 при испытании получена вода, в скважинах 7, 17, 30 пласт оказался сухим. Наличие нефти в скважине 3 и отсутствие ее в других скважинах указывает как на изменчивый характер коллекторских свойств коры выветривания, так и на особые условия формирования в нем залежи нефти, связанные со спецификой разломно-блоковых движений и сопутствующих им вторичных изменений. Оценка запасов по пласту М не проводилась, объект недоразведан и недоизучен.
Нефтяная залежь пласта
Ю
1 2
Пласт вскрыт практически всеми пробуренными скважинами, за исключением скважин 101, 200, 10. По пласту
Ю
1 2
нет полноценных данных по опробованию скважин, поэтому положение водонефтяных контактов определено только по результатам интерпретации данных ГИС, которые позволяют предположить наличие четырех небольших самостоятельных залежей с различными отметками ВНК, взятыми по подошве нефтенасыщенных коллекторов. Поэтому, залежь пласта
Ю
1 2
требует еще дополнительного изучения эксплуатационными скважинами, бурящимися на пласт
Ю
1 1
Характеристика залежей ВТНМ, толщин продуктивных пластов
Ю
1 1
и
Ю
1 2
и показатели характеристик неоднородности пластов приведены в таблицах 1, 2

22
Таблица 1 - Характеристика толщин продуктивных пластов
Ю
1 1
-
Ю
1 2
Толщина
Наименование
По пласту в целом
Ю
1 1
Ю
1 2
Эффективная
Средняя, м
Коэффициент вариации, д. ед
Интервал изменений, м
8,88 0,38 2,1-17,2 2,43 0,65 0-8,8
Нефтенасыщенная Средняя, м
Коэффициент вариации, д. ед
Интервал изменений, м
7,82 0,39 2,1-14,2 1,82 0,41 0,6-3,0
Водонасыщенная Средняя, м
Коэффициент вариации, д. ед
Интервал изменений, м
8,04 0,63 0,8-17,2 2,38 0,71 0-8,8
Таблица 2 - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов
Пласт
Кол-во скв., использованных для определения
Коэффициент песчанистости, д. ед
Коэффициент расчлененности, д.ед
Среднее значение
Коэффициен т вариации
Среднее значение
Коэффициен т вариации
Ю
1 1
68 0,69 0,22 5,66 0,55
Ю
1 2
66 0,21 0,60 2,20 0,57
Выводы:
1. Наилучшими ФЕС и добывными возможностями обладает пласт
Ю
1 1
2. Достаточно высокая расчленѐнность пласта
Ю
1 1
не позволяет рассматривать горизонтальное бурение в качестве рекомендуемой технологии. Исключением здесь может являться лишь крайняя северная часть месторождения, где пласт более
«монолитный» [4, 5].

23
1.3 Физико-химические свойства нефти и газа
Физико-химические свойства нефти и растворенных газов ВерхТарского месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб, выполненных в лаборатории нефти и газа Комплексной тематической экспедиции НТГУ, Центральной лаборатории «Главтюменьгеологии», лаборатории пластовых жидкостей
ДЗАО
«НижневартовскНИПИнефть», лаборатории
Сибирской опытнометодической геофизической экспедиции по исследованию скважин.
Отбор проб нефти при испытании скважин выполнялся двумя способами.
Поверхностные пробы отбирались из выкидной линии при работе скважины на определенном режиме и соответствующем штуцере. Глубинные пробы – глубинными пробоотборниками типа ВПП-300, спускаемыми в насосно- компрессорных трубах. Наиболее ответственной операцией при исследовании скважин является отбор глубинных проб нефти. От качества отбора пробы зависит, в основном, и качество результатов исследования, а значит, и достоверность подсчетных параметров. Поэтому отбор проб производился после исследования скважины на различных штуцерах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры пласта, дебита нефти и газа. Полученные данные позволяли выбрать оптимальный режим работы скважины, при котором забойные давления не снижались до давления насыщения, т.е. перед отбором скважину переводили на режим с возможно меньшей депрессией на пласт (2-4 мм диаметр штуцера).
Анализ пластовой нефти производился согласно методике ВНИИнефть в объеме комплекса А по ОСТ 39-112-80 однократным и ступенчатым способом разгазирования на установках типа АСМ-300.
Изучались следующие параметры глубинных проб нефти: давление насыщения, коэффициент сжимаемости, вязкость и плотность нефти при однократном и ступенчатом разгазировании.
Давление насыщения: давление в контейнере, помещенном в условия пластовой температуры, снижали ступенчато, снимая отсчет по шкале пресса при

24 определенном значении давления. Начало выделения газа отмечалось резким уменьшением темпа падения давления.
Сведения по изученности продуктивных пластов в целом всеми видами анализов нефти и растворенных газов приводятся в таблице 3. Всего по участку выполнено 56 анализов нефти и 50 анализов газа.
Таблица 3 - Сведения о степени изученности пробами нефти и растворенного газа
ВИДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
ПЛАСТ
ГЛУБИННЫЕ ПРОБЫ, шт.
Поверхн ост. пробы, шт.
НЕФТИ
НЕФТИ
Однокр.
Разгазир.
Ступен.
Сепарация
Диффер енц
Разгаир.
Устье вые проб ы
Однокр.
Разгаз ир.
Ступен.
Сепа рация
Диффере нц. Разга
-зире
Ю
1 1
26 9
4 9
28 5
8 17
М
1
На Верх-Тарском месторождении анализ пластовых нефти по пласту
Ю
1 1
был проведен по 17 поверхностным пробам, отобранным из 10 скважин (скв. 1, 2 3, 7, 9,
11, 12, 15, 16, 111), а также по 26 глубинным пробам, отобранным из 6 скважин.
По результатам исследований поверхностных проб нефть пласта
Ю
1 1
является легкой (плотность <0,850 г/см
3
), маловязкой, характеризуется малым содержанием серы - 0,30%, парафинов – 1,81%. Хлористые соли и сероводород отсутствует. Нефть является малосмолистой (смол силикагелевых 4,7 %, асфальтенов 0,078%). В фракционном составе бензиновых фракций (до 200 °С) – 48,1 об.%, керосиновых (до
300 °С) – 70,4 об.%. Остаток и потери составляют 29,4 %, температура начала кипения +61 °С.
Согласно положению Инструкции ГКЗ, при подсчете запасов параметры нефти должны определяться по результатам лабораторного исследования глубинных проб нефти по методу ступенчатого разгазирования. На Верх-Тарском месторождении такие результаты были получены по пробам, отобранным в 2000 г.,

25 когда залежь пласта
Ю
1 1
была частично затронута разработкой. Вместе с тем, по скважинам № 2 и № 15 наряду с пробами, отобранными в 2000 г. и исследованными методом ступенчатой сепарации, имеются
5 проб
1970-1973 гг., проанализированных методом однократного разгазирования. Это позволяет скорректировать данные ступенчатой сепарации к первоначальным термобарическим пластовым условиям путем сопоставления разновременных результатов однократного разгазирования и расчета соответствующих поправочных коэффициентов.
Определенная методом ступенчатой сепарации и скорректированная к незатронутым разработкой пластовым условиям плотность нефти составляет 0,812 г/см
3
. Давление насыщения нефти пласта Ю
1
Верх-Тарского месторождения равно 7,6 МПа. Коэффициент объемной упругости колеблется в пределах (8,7-15,8) ∙ 10-5 1/МПа, составляя в среднем 12,74 ∙ 10-5 1/МПа.
Из нефти могут быть получены: реактивное топливо марки "ТС-1" (фракция
120-230 °С); осветительный керосин марки "КО 20" (фракция150 - 280 °С); дизельные летние топлива; топочные мазуты марок 100 и 200; базовые масла с индексом вязкости 85 и выше.
Нефть может быть использована в качестве сырья для вторичных процессов: каталитического риформинга, крекинга и гидрокрекинга, а также для термического и термоконтактного крекинга.
Шифр нефти согласно технологической классификации нефтей по ГОСТ 912-
66 – IТ1М2И1П2.
Свойства нефтей пласта
Ю
1 2
аналогичны свойствам нефтей пласта
Ю
1 1
По пласту М имеется одна проба поверхностной нефти. По данным ее анализа, проведенного в лаборатории Новосибирского геологического управления, нефть легкая (удельный вес ее 0,811 г/см
3
), малосернистая (содержание серы 0,18 %), почти не содержит асфальтенов (0,56%). Отличается несколько повышенным содержанием парафина (6,3%) по сравнению с нефтью пласта Ю
1
(1,81%). Смол в составе нефти
4,68%. В фракционном составе бензиновых фракций (до 200 °С) – 29,8 об.%,

26 керосиновых (до 300 °С) – 50,41 об.%. Остаток и потери составляют 16,7%. Начало кипения нефти составляет 78 °С.
Величина удельного веса нефти в стандартных условиях определялась отдельно по поверхностным и по глубинным пробам, исследование последних проводилось по методу однократного, ступенчатого и дифференциального разгазирования. Удельный вес нефти для проектирования, как и для подсчѐта запасов, принят по данным однократного разгазирования глубинных проб, равным для пласта
Ю
1 1
812 кг/м
3
. Удельный вес нефти пласта
Ю
1 2
принят равным 812 кг/м
3
по аналогии с пластом
Ю
1 1
Работы по определению промыслового газового фактора проведены ООО
«Совет ВОИР СибНИИНП» и включают в себя промысловые и лабораторные исследования.
Работы проводились в соответствии со следующими методическими основами:

ГОСТ 8.361-79 «Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы»;

РД-39-108-91 «Методические указания по определению величины технологических потерь нефтяного газа при его добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспортировании»;

РД-39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр»;

ГОСТ 17.2.4.06-90 «ОХРАНА ПРИРОДЫ, АТМОСФЕРА. Методы определения скорости и расхода газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения».
Расчет газосодержания проводился по результатам ступенчатого разгазирования глубинных проб нефти с корректировкой к незатронутым разработкой пластовым условиям, аналогично плотности нефти. Газосодержание нефти пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения равно 116,0 м
3
/т.

27
Изменение объема нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные учитывает пересчетный коэффициент, который для пластов
Ю
1 1
и
Ю
1 2
Верх-Тарского месторождения принят 0,731.
Характеристика растворенного газа определена по 9 пробам устьевого газа, 28 пробам газа однократного разгазирования, а также по 5 и 8 пробам ступенчатого и дифференциального разгазирования соответственно.
Устьевой газ отобран на стадии разведочного бурения в 6 скважинах (1, 2, 7,
9, 15, 16). Газ малометановый (63,45 %), полужирный (содержание С5+высш – 3,44
%), с низким содержанием углекислого газа (1,45 %), малоазотный (4,48 %), сероводород не определялся. Удельный вес 0,919, низшая теплотворная способность
11924 ккал/м
3
. Газ однократного разгазирования имеет удельный вес 1,039, низшую теплотворную способность 15299 ккал/м
3
. Газ низкометановый (содержание метана
29,656 %), полужирный (содержание С5+высш – 4,96 %), с низким содержанием углекислого газа (0,637 %), низкоазотный (2,368 %), количество сероводорода не определялось [4, 5].

28 характеризуются повышенным содержанием солей жесткости, а подтоварные содержат значительное количество растворенного СО
2
, смешение этих вод приводит к перенасыщению нагнетаемой жидкости в пласт гидрокарбонатом кальция. Это обуславливает интенсификацию осадкообразования на забое и скважинном оборудовании системы поддержания пластового давления.
Для оценки стабильности и совместимости вод Верх-Тарского месторождения в химико- аналитической лаборатории ЗАО «КОРМАКО» проведены анализы ионного состава на содержание основных солеобразующих агентов, исследованы свойства вод основных продуктивных пластов Верх-Тарского месторождения, сеноманской воды с водозаборных скважин и жидкости нагнетания в систему ППД.
Результаты исследований представлены в таблице 4.
Промысловые воды средне-минерализованы и характеризируются повышенным содержанием гидрокарбонат ионов, их содержание в воде составляет до 650 мг/л, а также положительным индексом насыщения (ПС> 0), который указывает на возможность солеотложения (ПС = 0,8 - 0,9). Промысловые воды с карбонатной нестабильностью рекомендуется ингибировать и проводить мероприятия по технологии оптимального применения ингибитора солеотложения
(РД 39 - 0148070 - 026ВНИИ-86) [4, 5].
Таблица 4 - Ионный состав промысловых вод

29
2 ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
Образование органических солей при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России стало распространенным явлением
[6; 7; 8].
Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами и установками электропогружных центробежных насосов. Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов приводят к повышенному их износу, заклиниванию и слому вала погружного центробежного электронасоса, заклиниванию плунжера ШГН и т.п.
Межремонтный период работы механизированного фонда "солепроявляющих" скважин существенно уменьшается. Кроме того, в результате роста обводненности продукции скважин образуются отложения солей в поверхностном оборудовании, групповых, замерных установках, нефтесборных коллекторах и системах подготовки нефти.
Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов, системы поддержания пластового давления и типов используемых для этого вод предопределило разнообразие причин образования отложения НОС на поверхности оборудования [1].
2
.1 Основные типы и структура солеотложений
При разработке и эксплуатации месторождений с применением заводнения происходят отложения карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция и бария, стронция, хлоридов и других солей в скважинах, на оборудовании и т.д.
Карбонатные соли и кальцит CaCO
3
характерны для месторождений Западной
Сибири, Азербайджана, Краснодарского, Ставропольского краев; сульфаты кальция, гипс CaSO
4
∙2H
2
O и ангидрит CaSO
4
– на месторождениях Урало-Поволжья и Казахстана; хлоридные соли и галит NaCl – на месторождениях Белоруссии и