Современные технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти и оценка эффективности их применения


СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИХ ПРИМЕНЕНИЯ


Учебное пособие











Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2019

УДК 622.323(075.8)
ББК33.361я73
     С56





Авторы:
Д. Г. Антониади, А. М. Гапоненко, Г. Т. Вартумян, Ю. Г. Стрельцова

Рецензенты:
    С. Б. Бекетов, д-р техн. наук, проф. кафедры нефтегазового промысла КубГТУ;
К. Э. Джалалов, канд. техн. наук, проф. «НК «Роснефть - НТЦ»




С56 Современные технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти и оценка эффективности их применения : учебное пособие / [Д. Г. Антониади и др.]. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2019. -420 с. : ил., табл.
        ISBN 978-5-9729-0356-6

        Приведены физические основы термических методов разработки нефтяных месторождений, механизмы паротеплового воздействия на пласт, пароциклических обработок призабойных зон и внутрипластового горения. Рас-смотерны технологические особенности добычи нефти путем обработки призабойной зоны пласта кислотными растворами, теплового и физического воздействия при наличии отложений высокомолекулярных углеводородных соединений. Дана оценка влияния тепловых факторов и физико-химических свойств смолопарафиновых соединений на интенсивность парафинизации. Приведены результаты опытно-промышленных испытаний применения винтовых погружных насосов для добычи нефти; магнитных, тепловых, скребковых устройств для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, дана оценка эффективности их применения.
        Для студентов и аспирантов вузов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело», и инженерно-технических работников, занимающихся разработкой нефтяных месторождений и добычей нефти.

                                                      ББК 33.361я73
                                                      УДК 622.323(075.8)




ISBN 978-5-9729-0356-6   © Коллектив авторов, 2019
                         © Издательство «Инфра-Инженерия», 2019
                         © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2019

                ОГЛАВЛЕНИЕ





Используемые сокращения ....................................11

Предисловие ................................................13

ГЛАВА 1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ...........................16
  1.1 Системыразработкинефтяныхместорождений ...............16
  1.2 Промысловые и гидродинамические исследования скважин .17
  1.3 Геофизические исследования скважин....................20
  1.4 Методыповышениянефтеотдачииинтенсификациипритока .....21
    1.4.1 Методы повышения нефтеотдачи пластов..............22
    1.4.2 Физико-химическиеметоды...........................23
    1.4.3 Методыинтенсификациипритока.......................24
  1.5 Технологические особенности и разновидности тепловых методов воздействия на пласт при добыче высоковязких нефтей.....26
    1.5.1 Релаксационные свойства тяжелых нефтей ...........33
    1.5.2 Геолого-физические требования к объектам термического воздействия...........................................35
    1.5.3 Основные критерии подбора объектов для ПТВ........38
    1.5.4 Основные критерии подбора объектов для ВГ.........38
    1.5.5 Преимущества и недостатки паротеплового воздействия на пласт .............................................39
    1.5.6 Преимущества и недостатки процесса внутрипластового горения ..............................................41
  1.6 Оборудование для электрического прогрева скважин......42
  1.7 Оборудование для паротепловой обработки призабойных зон
      скважин и нефтяных пластов............................44
  1.8 Оборудование для термической депарафинизации наземного
      и подземного оборудования скважин ....................53

ГЛАВА 2. ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ...............................................58
  2.1 Общиесведения ........................................58
  2.2 Классификация технических средств для добычи нефти и газа.63
  2.3 Эксплуатация скважин фонтанным способом ..............67
  2.4 Газлифтнаяэксплуатацияскважин ........................68
  2.5 Оборудованиедлянасоснойэксплуатациискважин ...........71
    2.5.1 Установки погружных центробежных насосов с электроприводом.....................................73
  2.6 Винтовые насосы.......................................75
    2.6.1 Применение погружных винтовых насосов.............85
    2.6.2 Рабочие характеристики винтовых насосов...........96


3

    2.6.3 Установки погружных винтовых насосов зарубежного
          производства.....................................98
    2.6.4 Винтовые штанговые насосы.......................100
    2.6.5 Установки штанговых винтовых насосов
          длядобычинефти .................................101
    2.6.6 Насосы для поддержания пластового давления .....106
    2.6.7 Гидроприводные винтовые насосы..................106
    2.6.8 Мультифазные и силовые насосы...................109
  2.7 Анализ причин разрушения эластомеров обойм винтовыхнасосов.........................................112
  2.8 Опыт внедрения установок электровинтовых насосов (УЭВН) в нефтедобывающих компаниях.............................119
    2.8.1 Преимущества УЭЦН и УЭВН с ВЭД..................119
    2.8.2 Недостатки УЭВН.................................120
    2.8.3 Экономия электроэнергии.........................121
    2.8.4 Отечественные или импортные? ...................123

ГЛАВА 3.  ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
          НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ..................................128
  3.1 Природныеколлекторынефти ...........................128
  3.2 Осадочные породы....................................128
  3.3 Неоднородностьпласта................................130
    3.3.1 Неоднородность слоистая ........................131
  3.4 Глинистость ........................................131
  3.5 Гранулометрический состав породы....................133
  3.6 Удельнаяповерхностьпороды ..........................133
  3.7 Карбонатностьпород..................................134
  3.8 Коллекторскиесвойствагорныхпород ...................134
    3.8.1 Пористость......................................135
    3.8.2 Проницаемость...................................137
    3.8.3 Пористость и проницаемость трещиноватых пород ..139
    3.8.4 Коэффициентмобильности .........................139
    3.8.5 Водонасыщенность(коэффициентводонасыщенности)...140
    3.8.6 Нефтенасыщенность (коэффициент нефтенасыщенности.140
  3.9 Сжимаемость пород и пластовых жидкостей ............141
  3.10 Способ лабораторного определения коллекторских свойств образцов слабосцементированных и рыхлых пород, насыщенных высоковязкими нефтями .......................142
  3.11 Способыразделениягрубообломочныхколлекторов........143
  3.12 Фильтрационно-емкостные свойства однородных терригенных коллекторов ................................144
  3.13 Фильтрационнаяспособностьпласта ...................146
  3.14 Пьезопроводность ..................................146


4

  3.15 Течение нефти в капиллярах и трещинах..............147
  3.16 Способы лабораторного определения гидрофобности и электропроводности на образцах породы с естественной нефтенасыщенностью.......................................150
  3.17 Толщина пласта......................................151
  3.18 Способ уточнения эффективных толщин тонкослоистых терригенных коллекторов по данным промысловогеофизической оценки их истинной нефтеотдачи.............152
  3.19 Продуктивный пласт и его распространение ..........153
  3.20 Расчлененность пласта ..............................154

ГЛАВА 4. ПРИЧИНЫ УХУДШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИЗАБОЙНОЙ
          ЗОНЫ ПЛАСТА.....................................155
  4.1 Загрязнение ПЗП во время вскрытия пласта............156
  4.2 Загрязнение ПЗП в процессе эксплуатации скважин.....157
  4.3 Механизм закрепления твердых частиц в прифильтровой зоне скважины ..........................................158
  4.4 Ухудшение гидропроводности ПЗП в результате
      глушения скважин....................................159
  4.5 Вытеснение пластовой воды жидкостью глушения........161
  4.6 Изменение фильтрационно-емкостной характеристики призабойной зоны пласта за счет парафинизации...........161
  4.7 Групповое деление основных факторов, ухудшающих гидропроводность ПЗП....................................163

ГЛАВА 5. ФИЗИЧЕСКИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ..................................168
  5.1 Нефтьаномальная.....................................170
  5.2 Нефтьокисленная ....................................170
  5.3 Нефтьпарафинистая...................................174
  5.4 Нефть термическая...................................174
  5.5 Нефтьтяжелая .......................................174
  5.6 Релаксационныесвойстватяжелыхнефтей ................176
  5.7 Металлы в нефти.....................................177
  5.8 Давлениенасыщения ..................................178
  5.9 Объемный коэффициентнефти...........................180
  5.10 Вязкость нефти.....................................180
  5.11 Плотность нефти ...................................185
  5.12 Температура насыщения пласта.......................186
  5.13 Молекулярно-поверхностные явления в пористой среде.186
  5.14 Капиллярные явления................................187

5

ГЛАВА 6. ОБОСНОВАНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ............................189
  6.1 Общиесведения .....................................189
  6.2 Физические основы термических методов воздействия..192
  6.3 Путисовершенствованиятепловыхметодов...............193
  6.4 Влияние различных факторов на нефтеотдачу пласта...195
  6.5 Влияние типа нефти и свойств пласта на механизм вытеснения .. 198
6.6 Влияние полноты вытеснения нефти при закачке горячего агента в пласт................................199
  6.7 Комбинированные методы теплового воздействия.......200

ГЛАВА 7. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН.......................................202
  7.1 Механизм пароциклических обработок призабойных зон добывающих скважин.....................................205
    7.1.1 Паротепловые обработки скважин.................205
    7.1.2 Парогазотепловые обработки скважин.............210
7.1.3 Влияние различных параметров технологического процессанаэффективностьПТОС .........................213
    7.1.4 ВыборобъектадляПТОС............................214
    7.1.5 ТехнологическаясхемаПТОС ......................216
    7.1.6 Качество закачиваемого теплоносителя...........216
    7.1.7 Темп закачки теплоносителя ....................216
    7.1.8 Объем закачки теплоносителя....................217
    7.1.9 Паропропитка...................................217
7.1.10 Циклические паротепловые обработки в обводненных пластах................................218
    7.1.11 Результаты промысловых работ по паротепловым обработкам призабойных зон скважин...................222

ГЛАВА 8. МЕХАНИЗМ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ .........................................230
  8.1 Основныеположения..................................230
8.2 Влияние типа нефти и свойств пласта на механизм вытеснения ................................236
  8.3 Влияние температуры на вытеснение высоковязкой нефти.237
  8.4 Конвекция тепла в пласте...........................239
  8.5 Тепловоерасширениепластовыхфлюидов ................241
  8.6 Дистилляцияпаром...................................241
  8.7 Фильтрационная способность пласта .................242
  8.8 Нагнетание высокотемпературной воды................243


6

  8.9 Вытеснение нефти паром в присутствии подошвенной воды .244
  8.10 Контроль процесса паротеплового воздействия...........248
  8.11 Эффективность паротеплового воздействия...............248
  8.12 Значение коэффициентатехнологической эффективности при реализации процесса ПТВ ............................249

ГЛАВА 9. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПЛАНИРОВАНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И УПРАВЛЕНИЯ ИМИ.............................................252
  9.1 Планирование ремонтных работ ..........................253
    9.1.1 Организационно-экономическаясущностьзадачи ........253
    9.1.2 Постановка задачи «Планирование ремонтных работ».255
    9.1.3 Алгоритм решения задачи ...........................262
    9.1.4 Выходнаяинформация.................................266
    9.1.5 Входная информация к задаче REMONT.................267
  9.2 Оперативноеуправлениеремонтомскважин ..................269
    9.2.1 Организационно-экономическая сущность задачи
          «Оперативное управление ремонтом скважин» .........269
    9.2.2 Постановка задачи «Оперативное управление ремонтом
          скважин»...........................................269
    9.2.3 Алгоритмрешениязадачи .............................274
  9.3 ВыборрежимовпроведенияГТМ..............................276
    9.3.1 Организационно-экономическаясущностьзадачи ........276
    9.3.2 Постановказадач ...................................267
    9.3.3 Описаниеалгоритмапостроенияклассификатора..........280
    9.3.4 Выходная информация ...............................281
    9.3.5 В ходная информация................................281
  9.4 Планирование запасов материалов и химических реагентов на ремонт скважин ......................................282
    9.4.1 Организационно-экономическаясущностьзадачи ........282
    9.4.2 Постановка задачи .................................283
    9.4.3 Алгоритмрешениязадачи .............................285
    9.4.4 Входная и выходная информация .....................286
  9.5 Планирование транспортных работ и управление ими.......287
    9.5.1 Организационно-экономическаясущностьзадачи ........287
    9.5.2 Математическая постановка задачи...................292
    9.5.3 Алгоритмрешениязадачи .............................292
    9.5.4 Входнаяивыходнаяинформация ........................293
    Значения критерия Стьюдента............................294
  9.6 Выбор очередности и времени проведения геолого-технических мероприятий .............................................295


7

ГЛАВА 10. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОБУСЛАВЛИВАЮЩИЕ ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (АСПО) В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН.
          МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО .............................299
  10.1  Влияние физико-химических свойств соединений на интенсивность парафинизации...........................299
  10.2  Температурные факторы, определяющие условия образования смолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта ....302
  10.3  Характеристика пластовых температур и температур насыщения нефти парафином................................302
  10.4  Методические аспекты прогнозирования отложений тяжелых углеводородных соединений в призабойной зоне пласта .....303
  10.5  Технологические жидкости для комплексного
        воздействия на пласт ..............................306
  10.6  Условия отложения парафина ........................308
  10.7  Состав и структура АСПО ...........................312
  10.8  Механизм образования АСПО..........................316
  10.9  Методы предотвращения образования асфальтеносмолисто        парфиновых отложений и борьбы с ними.
        Достоинства и недостатки методов...................321
  10.10 Оценка эффективности применения методов борьбы
        с асфальтосмолистопарафиновыми отложениями в ООО «РН-КРАСНОДАРНЕФТЕГАЗ».......................325
  10.11 Применение магнитной обработки нефти для борьбы с АСПО на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз» .............336
    10.11.1 Общая характеристика магнитных индукторов обработки нефти (устройство магнитное скважинное) ...............336
    10.11.2 Анализ внедрения магнитных скважинныхустройств на фонде ООО «РН-Краснодарнефтегаз».....................337
    10.11.3 Выводы относительно эффективности применения УМС, МИОН для борьбы с АСПО..................................337
  10.12 Применение стационарной установки прогрева скважин для борьбы с АСПО на фонде скважин ООО«РН-Краснодарнефтегаз» ...............................341
    10.12.1 Общая характеристика стационарной установки прогрева скважин УПС «Фонтан»....................................341
    10.12.2 Расчет проекта внедрения УПС «Фонтан» на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз», осложненного АСПО .........343
  10.13 Применение «лебедки Сулейманова» для борьбы с АСПО на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз» .............347
    10.13.1 Общая характеристика стационарной «лебедки Сулейманова»...................................347

8

    10.13.2 Расчет эффективности внедрения проекта применения МДС «Лебедка Сулейманова» на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз» .......................348

ГЛАВА 11. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ .................................353
  11.1 Общая энергетическая и экологическая характеристика
       термических методов..............................353
  11.2 Обезвреживание газов ВГ .........................354
  11.3 Основные направления повышения экономичности
       и экологичности промысловых парогенераторов......356
  11.4 Утилизация тепла продуктов сгорания топлива промысловых
       парогенераторов..................................357
  11.5 Утилизациятепладымовыхгазов......................360
  11.6 Утилизация продуктов сгорания топлива ...........360

ГЛАВА 12. ВНЕДРЕНИЕ ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ
          НАСОСОВ НА ФОНДЕ СКВАЖИН ООО «РН-КРАСНОДАРНЕФТЕГАЗ» С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ И ОЦЕНКА
          ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ...................361
  12.1 Расчет экономической эффективности применения УЭВН на фонде скважин с вязкой и высоковязкой нефтью.365

ГЛАВА 13. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ
          В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ.......................368
  13.1 Методические аспекты оценки инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности..................368
  13.2 Методические подходы к определению эффективности использования инвестиций ...........................373
  13.3 Методика технико-экономической оценки инвестиционных проектов ...........................................379
    Критерии принятия решений в проектном анализе ......385

ГЛАВА 14. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
          ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ...........................392
  14.1 Экономическая эффективность термических методов .392
  14.2 Тепловая и гидродинамическая эффективность.......395
  14.3 Технологическая эффективность ПТВ ...............397
  14.4 КоэффициенттехнологическойэффективностиПТВ ......398


9

  14.5 Определение эффективности применения термических методов воздействия на стадии проектирования...............399
  14.6 Оценка эффективности применения термических методов воздействия на стадии внедрения ...................400
  14.7 Технологическая эффективность ПТОС ...................402
  14.8 Критерии эффективности паровых и парогазовых обработок призабойных зон нефтяных скважин...........................404
  14.9 Пример определения технологической эффективности термического метода воздействия на пласт на Усинском месторождении...................................405
  14.10 Пример определения технологической эффективности применения влажного горения на площади Хорасаны.............408
14.11  Энергетическая эффективность термических методоввоздействия напласт ..................................410
14.12  Энергетическая эффективность при закачке в пласт горячей воды ........................................413

Список используемой литературы...............................417

10

     ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ                        
АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения           
БГС  - боковой горизонтальный ствол (скважины)      
БКНС - блочная кустовая насосная станция            
ВВЭ  - высоковязкая эмульсия                        
вэд  - вентильный электродвигатель                  
ВЗД  - винтовой забойный двигатель                  
ВМСБ - восполнение минерально-сырьевой базы         
ВНК  - водонефтяной контакт                         
ВНР  - водонефтяной раздел                          
ВНР  - вывод (установки) на режим                   
ВНЭ  - водонефтяная эмульсия                        
ВСП  - внутрискважинная перекачка (воды)            
ГЖС  - газожидкостная смесь                         
ГЗ   - гидрозащита                                  
ГЗД  - гидравлический забойный двигатель            
ГНКТ - гибкая насосно-компрессорная труба, колтюбинг
ГНО  - глубинно-насосное оборудование               
ГПЭС - газопоршневая электростанция                 
ГРП  - гидравлический разрыв (гидроразрыв) пласта   
ГТМ  - геолого-техническое мероприятие              
ГТН  - газотермическое напыление                    
ГФ   - газовый фактор                               
ДСНУ - длинноходовая скважинная насосная установка  
ДНС  - дожимная насосная станция                    
ЗСП  - защита от срыва подачи                       
ЗП   - защита от перегрузки                         
ЗУ   - замерное устройство                          
КВД  - кривая восстановления давления               
КВУ  - кривая восстановления уровня                 
КВЧ  - концентрация взвешенных частиц               
КИН  - коэффициент извлечения нефти                 
КНБК - компоновка низа бурильной колонны            
КНС  - кустовая насосная станция                    
КПО  - компоновка подземного оборудования           
КРС  - капитальный ремонт скважин                   
МОП  - межочистной период                           
МРП  - межремонтный период                          
МСБ  - минерально-сырьевая база                     
НГДУ - нефтегазодобывающее управление               
НКТ  - насосно-компрессорная труба                  
НнО  - наработка на отказ                           
НТС  - научно-технический совет                     
ОК   - обратный клапан, обсадная колонна            
ОПЗ  - обработка призабойной зоны (пласта)          
ОПИ  - опытно-промысловые испытания                 
ОПР  - опытно-промышленная разработка               

11

пвг  - переход (перевод скважины) на вышележащий горизонт        
ПВР  - прострелочно-взрывные работы                              
пвэд - погружной вентильный электродвигатель                     
пдг  - переход (перевод скважины) на другой горизонт             
пзп  - призабойная (прискважинная) зона пласта                   
пнг  - попутный нефтяной газ                                     
ппд  - поддержание пластового давления                           
ппн  - промысловая подготовка нефти                              
прс  - подземный ремонт скважин, он же ТРС (текущий)             
пск  - погружной скважинный контейнер                            
пч   - частотный преобразователь                                 
пэд  - погружной электродвигатель                                
РИР  - ремонтно-изоляционные работы                              
рпм  - редуцирующий преобразующий механизм                       
РЧХ  - рабочая часть характеристики                              
СВБ  - сульфатвосстанавливающие бактерии                         
ско  - солянокислотная обработка                                 
сно  - средняя наработка на отказ                                
Сод  - средства очистки и диагностики                            
спку - специальное погружное кабельное устройство                
спо  - спускоподьемная операция                                  
СШНУ - скважинный штанговый насос установки (также ШГН)          
СУ   - станция управления                                        
ТИЗ  - трудноизвлекаемые запасы                                  
ТКРС - текущий и капитальный ремонт скважин                      
ТРС  - текущий ремонт скважин                                    
удэ  - установка дозирующая электронасосная                      
УВНп - установка винтового погружного насоса                     
УСШН - установка скважинного штангового насоса (также СШНУ, УШГН)
УШВН - установка штангового винтового насоса                     
УЭВН - установка электровинтового насоса                         
уэдн - установка электродиафрагменного насоса                    
уэпн - установка электропогружного насоса                        
УЭЦН - установка электроцентробежного насоса                     
ЦдНГ - цех добычи нефти и газа                                   
цпс  - центральный пункт сбора (нефти)                           
ЧРп  - частотно-регулируемый привод                              
ЧРФ  - часто ремонтируемый фонд (скважин)                        
эк   - эксплуатационная колонна                                  
эпо  - электропогружное оборудование                             
эцн  - электрический центробежный (электроцентробежный) насос    
птв  - паротепловое воздействие                                  
птос - паротепловая обработка скважин                            
ТЗ   - термозаводнение                                           
ВГ   - внутрипластовое горение                                   
ТШ   - термошахнатная добыча нефти                               
тэн  - трубчатый электронагреватель                              
ВВН  - высоковязкая нефть                                        

12

                ПРЕДИСЛОВИЕ





     В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти, наличии большого количества залежей с обширными нефтегазовыми зонами и подстилаемых подошвенной водой и т. д.
     Создание и внедрение в производство новых способов и технологий воздействия на нефтяной пласт с целью получения высоких техникоэкономических показателей разработки месторождений в таких условиях является одной из самых актуальных задач. Для ее успешного решения необходимы широкие целенаправленные исследовательские работы с большим объемом экспериментальных и опытно-промышленных работ.
     Применяемые в настоящее время традиционные методы нефтеизвлечения и стимулирования производительности скважин в таких условиях не дают желаемого результата, а в ряде случаев становятся неприемлемыми. В этой связи проведение исследований в направлении разработки высокоэнергонасыщенных методов стимулирования работы малодебитных скважин с низкопроницаемыми коллекторами, которые бы не отличались высокой стоимостью и сложностью осуществления, приобретает большую актуальность.
     Повышение эффективности геолого-технических мероприятий делается все более зависимым от концентрации интенсифицирующих факторов воздействия на пласт и правильного выбора технологии в соответствии с конкретными геологическими условиями. Наиболее верным в этом направлении следует считать разработку комплексных технологий, включающих в себя сочетание физико-химических, тепловых и гидродинамических факторов воздействия. Рациональное сочетание отдельных факторов в зависимости от геолого-физических характеристик обрабатываемого пласта может повысить эффективность воздействия на низкопроницаемый пласт не только за счет сложения эффектов каждого из них, но и усилить конечный результат благодаря синергетическим эффектам. Изучению взаимовлияния факторов, участвующих в процессе обработки, в данной работе уделено большое внимание, что позволит рассмотреть новые высокоэффективные экономически выгодные технологии повышения производительности малодебитных скважин.
     К характерным особенностям геологического строения месторождений следует отнести сложность строения пластов, обусловленную сочетанием карбонатов с терригенными отложениями, многопластовостью, зональной и послойной неоднородностью. Нефти характеризуются повышенной и высокой вязкостью (в пластовых условиях до 100 мПа-с), достаточно большим содержанием асфальтосмолистых компонентов

13

и парафина. Последние в сочетании с низкими пластовыми температурами и режимами эксплуатации при давлениях ниже давления насыщения создали благоприятные условия образования смолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта. В этой связи работа посвящена вопросам интенсификации процесса декольматации призабойной зоны пласта, осложненного отложениями высокомолекулярных углеводородных соединений. Дана оценка влияния тепловых факторов и физико-химических свойств смолопарафиновых соединений на интенсивность парафинизации.
     Приведены данные по изменению фильтрационно-ёмкостной характеристики пласта от парафиновых отложений. На основе рассмотрения температурных и физико-химических факторов изложены методические аспекты прогнозирования отложений углеводородных соединений в призабойной зоне пласта, что позволило усовершенствовать систему планирования геолого-технических мероприятий на месторождениях.
     В настоящее время основной прирост объемов добычи нефти во многих регионах образуется за счет методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи пластов. Проблема повышения эффективности выработки остаточных и трудноизвлекаемых запасов на месторождениях в промышленно освоенных регионах с хорошо развитой инфраструктурой весьма актуальна. Приоритетным направлением деятельности здесь для нефтегазодобывающих объединений является снижение удельных совокупных затрат на единицу готовой продукции.
     Сказанное в полной мере относится к ООО «РН-Краснодарнефтегаз», в эксплуатационном фонде которого находится большое количество низко и среднедебитных скважин с высоковязкой извлекаемой продукцией. Традиционные механизированные способы добычи нефти центробежными и штанговыми насосами (ШГН и ЭЦН), а также газлифтные (ГЛ) методы не обеспечивают требуемых показателей по снижению себестоимости продукции. Наиболее полное удовлетворение в решении проблемы эксплуатации скважин, продуцирующих вязкими и высоковязкими пластовыми жидкостями, дают одновинтовые насосы (ВНО), насосы винтовые сдвоенного типа (ЭВН5) и насосы плунжерно-диафрагменного типа (ПДН). Их характеристики и описание приводится в работах.
     Анализ публикаций показывает, что при эксплуатации скважин ЭЦН с малыми значениями дебита (до 25 м³/сут) возможен периодический срыв подачи из-за невозможности стабильного регулирования производительности насоса при малых подачах. Это приводит к простою оборудования, многократным повторным запускам, оседанию и засорению насоса выносимыми твердыми частицами в период остановки. ЭЦН установки не являются мультифазными, дают сильную эмульгацию нефти с водой, срывы в подаче при выделении свободного газа, а добыча высоковязкой жидкости с большим содержанием твердой фазы приводит к износу оборудования и снижению рабочих характеристик насоса. Недостатки ШГН заключаются в том, что это одна из самых металлоемких и ремонтоемких установок,

14

требующих постоянного внимания. Наличие твердых частиц в добываемой продукции приводит к износу пары плунжер - втулка, повышению утечек и снижению КПД насоса.
     Вместе с тем общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации скважин являются асфальтосмолистопарафиновые отложения (АСПО), что приводит к снижению производительности скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО. Добыча и транспортировка нефтей также сопровождается отложением асфальтосмолистопарафиновых образований (АСПО) на скважинном оборудовании, шлейфах скважин, внутрипромыс-ловых и магистральных трубопроводах.
     Значительное усложнение условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, истощение основных крупнейших месторождений жидкого и газообразного углеводородного сырья, практически полная амортизация большого количества добывающих скважин, пробуренных 20-25 лет назад, привели к резкому возрастанию роли нефтегазопромыслового оборудования в добыче и подготовке нефти и газа.
     Под термином «нефтегазопромысловое оборудование» понимается комплекс оборудования, обеспечивающий бесперебойную добычу нефти и газа из скважин с заданными рабочими параметрами, проведение ремонтных работ на скважинах, интенсификацию добычи пластового флюида из существующих объектов добычи, внутрипромысловую подготовку и транспортировку нефти, газа и пластовой воды.
     Целью настоящей работы является оказание помощи студентам и аспирантам в изучении современных методов, технологий, оборудования, используемых для интенсификации добычи высоковязкой нефти.
     Предложены методы оценки эффективности применения современных технологий и оборудования для добычи высоковязких парафиносодержащих нефтей и способы борьбы с АСПО.
     Приведены научно-методичекие основы планирования и управления ремонтными работами.

15

                ГЛАВА 1.
                РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ




        1.1 Системы разработки нефтяных месторождении

     Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение из пласта нефти, газа и попутных компонентов, содержащихся в них, и управление этим процессом.
     В зависимости от количества, толщины, типов и фильтрационных характеристик коллекторов, глубины залегания нефтенасыщенных пластов в разрезе месторождения, степени их гидродинамической сообщаемости, система разработки предусматривает выделение одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.
     Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.
     Таким образом, система разработки включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт. Схема разбуривания - это порядок расположения скважин на залежи и расстояние между ними (плотность сетки скважин). План разбуривания предусматривает годовые объемы, место и очередность бурения скважин. Мероприятия по воздействию на пласт определяются системой поддержания пластового давления и принятыми методами повышения нефтеотдачи.
     Различают системы разработки залежей на естественных (природных) режимах и с поддержанием пластового давления. Практически все эксплуатационные объекты на месторождениях разрабатываются с поддержанием пластового давления методом заводнения, т. е. закачки воды в пласт.
     В настоящее время применяются следующие виды заводнения:
     Законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.
     Приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны.
     Внутриконтурное заводнение включает разновидности:
    1.  Блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.


16

     Ширину блоков выбирают от 1,5 до 4 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке может быть 1 (однорядное), 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное).
     Разновидностями блокового заводнения являются:
     -   осевое заводнение - для узких вытянутых залежей;
     -   центральное заводнение - для небольших залежей круглой формы;
     -   кольцевое заводнение - для больших круглых залежей;
     -   очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи;
     -   барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи.
     2.  Площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой последовательности, установленной проектным документом на разработку. Эта система заводнения обладает большей активностью (является более «жесткой») по сравнению с вышеперечисленными системами.



        1.2 Промысловые и гидродинамические исследования скважин

     Современная научная технология разработки нефтяных и газовых месторождений базируется на всестороннем и детальном изучении свойств продуктивных пластов и содержащихся в них жидкостей и газов, а также изучении сложных процессов, происходящих в пластах при их эксплуатации.
     Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа. Получаемая информация используется для проектирования, контроля и регулирования систем разработки месторождений, что обеспечивает необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах.
     Одним из важнейших источников информации являются гидродинамические (промысловые) исследования пластов и скважин. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений связано с применяемыми на промыслах мероприятиями по интенсификации добычи нефти. Поэтому промысловые исследования скважин и пластов приобретают все большее значение как инструмент для оценки эффективности применяемых мероприятий.
     В процессе эксплуатации пластов и скважин исследования ведутся главным образом гидродинамическими методами, при этом уточняются характеристики пластов и эффективность мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта в скважинах.


17

     Одним из важных направлений в деятельности нефтегазодобывающего предприятия является производство работ по повышению или восстановлению производительности скважин, таких как:
     -  увеличение перфорированной эффективной мощности;
     -  увеличение проницаемости пласта (ГРП, обработки ПЗП различными способами);
     -  увеличение пластового давления;
     -  снижение забойного давления;
     -  снижение вязкости пластовой жидкости;
     -  увеличение приведенного радиуса скважины (чем выше степень вскрытия пласта, тем полнее связь скважин с пластом во вскрытом интервале).
     Однако выбираемый способ должен отвечать следующим требованиям:
     -  не нарушать условия рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр;
     -  по сравнению с другими способами, позволяющими получить тот же технологический эффект (прирост дебита), он должен быть самым экономичным.
     В промысловой практике при проведении гидродинамических исследований применяют метод установившихся отборов и метод восстановления давления и КПД.
     Метод установившихся отборов применяется в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Он наиболее эффективен в скважинах, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений связи между дебитом и забойным давлением (НдИН). Оптимальный процесс исследования - в трех режимах, при измерении затрубного давления с интервалом в одни сутки.
     Начальный режим - это существующий режим на данный период. Проводятся замеры дебита, НдИН, РБУФ, РЗдт, РлиН, отбирается проба на процентное содержание воды, при необходимости замеряется газовый фактор (ГФ). Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10-20 %
     На базе этих измерений строится индикаторная кривая (зависимость между дебитом скважины и забойным давлением) для определения коэффициента продуктивности скважины и текущего пластового давления. Полученные данные используются при расчетах коэффициента проницаемости и других гидродинамических характеристик пласта.
     В нагнетательных скважинах при исследовании фиксируются давление и приемистость, при этом каждое последующее значение давления должно быть больше предыдущего.
     Этим же методом исследуется и фонтанный фонд, для чего скважина обязательно должна быть оборудована лубрикатором и исследовательской площадкой. Глубинный манометр спускают до интервала перфорации с последующим замером забойного и пластового давления. По глубинным пробам уточняют физико-химические свойства пластовых жидкостей. Отбор проб производят проточными или всасывающими пробоотборниками.

18