Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

     - подземных трубопроводов морских  и береговых сооружений;

     - морских сооружений и шпунтовых  ограждений.

     Тип катодной системы будет основан  на наиболее технически приемлемом выборе для специфических условий эксплуатации, что может быть в виде расходуемого (протекторного) анода или наложенного тока. Как правило, проложенные в пределах границы установки подземные трубопроводы и расположенные под землей атмосферные емкости (с основными наружными поверхностями) будут иметь катодную защиту за счет использования анодов наложенного тока с дополнительными расходуемыми анодами.

     Механизм  образования парафиноотложений 

     В процессе разработки нефтяных месторождений  выпадение парафина может происходить  как в пластах, так и во внутрискважинном оборудовании, в наземных коммуникациях  и емкостях. Интенсивность парафиноотложений  зависит от содержания парафина в  нефти, его свойств, термобарических условий, технологических факторов и т.д.

     Пластовые нефти по насыщенности парафином  можно условно характеризовать  как:

     - насыщенные    или   близкие   к  насыщению  парафином  ( Тнас.    нефти 

       парафином равна или близка  к пластовой);

     - недонасыщенные парафином (Тнас. нефти ниже пластовой);

     - с большой степенью недонасыщенности  парафином или практически не  содержащие его.

     Процесс выпадения парафина в твердую  фазу начинается с того, что менее  растворимые высококипящие парафины начинают выкристаллизовываться первыми и образуют большое число центров кристаллизации. Последующее выделение менее высококипящих и по природе крупнокристаллических парафинов происходит на уже образовавшихся многочисленных центрах кристаллизации. В результате вся, выкристаллизовавшаяся, масса парафина рассеивается по этим многочисленным центрам, образуя мелкую структуру.

     Асфальтены, находящиеся в дисперсном состоянии, могут также являться центрами кристаллизации, способствующими выпадению парафина из раствора при охлаждении нефти. Повышенное содержание смол сдерживает в какой-то мере процесс парафинизации или во всяком случае способствует его уменьшению.

     Кристаллы парафина могут образовываться непосредственно  на стенках оборудования и расти, питаясь из проходящего потока. Кристаллы могут зарождаться и в потоке, а формирование отложений происходит в результате сцепления их друг с другом и с поверхностью оборудования.

     Изменение в процессе разработки пластовых  температуры и давления, а также  состава пластовой нефти в процессе разгазирования могут приводить к выпадению парафина в виде твердой фазы, что приводит к перекрытию линии тока пластовых флюидов при эксплуатации скважины. Нефть охлаждается при движении ее по стволу скважины за счет выделения и расширения газа, в результате уменьшения растворяющей способности нефти твердые углеводороды начинают выделяться из раствора. Как правило, наиболее интенсивной парафинизации подвергается прискважинное и внутрипромысловое оборудование, поскольку именно оно наиболее сильно охлаждается  и покрывается парафиновыми отложениями.

     Методы  борьбы с парафиноотложениями 

     Для борьбы с парафиноотложениями существуют различные методы, направленные как  на предупреждение их образования, так  и на удаление уже образовавшихся отложений. Наиболее часто применяемыми являются методы:

     - механические – удаление АСПО  с помощью скребков, поршней; 

     - тепловые – удаление   либо  предупреждение  АСПО  путем подогрева  с 

       помощью печей различной конструкции,  электронагревателей, промывок горячей  нефтью, водой, пропарок;

     - применение защитных (эмалевых,  стеклоэмалевых,  лаковых)  покрытий;

     - химические – удаление  и   предупреждение     парафиноотложений      с 

       помощью химических реагентов,  растворителей.

     Солеотложения

     Образование и отложение солей во внутрискважинном, устьевом и промысловом оборудовании, как правило, связано с обводнением коллектора. 

     Согласно  результатам моделирования коллектора, степень обводненности продукции  скважин должна составить приблизительно 2 процента. Несмотря на высокое содержание солей в пластовой воде (в пределах 146-212г/л), она представляет собой лишь 1 процент от общего объема воды, и поэтому значительных проблем, связанных с образованием отложений во время эксплуатации месторождения не ожидается. 

     2.2.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки скважин 

     Защита  подземного оборудования скважин.

     Конструкция обсадки скважины и колонна выполнены  в антикоррозионном исполнении. Трубы  НКТ защищаются катодной поляризацией.

     Система сбора продукции.

     Части системы сбора снабжены устройствами по впрыскиванию ингибитора и оборудованиями по контролю за коррозийными процессами.

     Устье скважины .

     При необходимости типовое устье  скважины промысла Прорва снабжается устройством по впрыскиванию ингибитора.

     Выкидные линии.

     Все выкидные линии имеют диаметр 114.5 мм и толщину стенок 8.41 мм. Каждая выкидная линия на концах оборудована  камерой запуска и приема скребков. Каждая камера запуска рассчитана на порцию ингибитора коррозии.

     Испытательный сепаратор.

     Штуцеры подключения коррозийного устройства имеются на отдельных выводах линий вниз по потоку от контрольного клапана испытательного сепаратора.

     Производственный  манифольд.

     Точка нагнетания ингибитора предусматривается  вниз по потоку от клапана производственного  манифольда. Каждая замерная установка обеспечена одной установкой по впрыскиванию ингибитора.

     Линии сбора.

     Каждая  линия сбора оборудована камерой  запуска и камерой приема скребков на каждом конце линии. Каждая камера запуска рассчитана на порцию коррозинного ингибитора для профилактики покрытия в линии сбора.

     Узлы  подключения.

     Узлы  подключения обеспечены камерами приема и запуска скребков. Каждая камера запуска рассчитана на порцию ингибитора коррозии.

     Центральный манифольд.

     Центральный манифольд оборудован камерами приема скребков для всех двенадцати проводящих линий сбора и камерами запуска скребков для четырнадцати магистральных трубопроводов.

     Точка впрыскивания ингибитора предусмотрена  вверх по потоку от камеры запуска  для каждого из четырнадцати магистральных трубопроводов. Каждый магистральный трубопровод обеспечен одной установкой вспрыскивания ингибитора коррозии.

     Заводской манифольд.

     Оборудование  по контролю за коррозийными процессами расположено в линии вывода непосредственно  перед камерами приема скребков для каждого из четырнадцати магистральных трубопроводов.

     Слаг- кетчеры.

     Точка впрыскивания ингибитора предусмотрена  вниз по потоку от входного клапана. Каждый слаг-кетчер обеспечен одной установкой по впрыскиванию ингибитора коррозии.

     Внешние и внутренние покрытия.

     На  всех подземных трубопроводах применяются  внешние покрытия.

     Внутреннее  покрытие на слаг-кетчере осуществляется распылением эпоксидных материалов или им подобных. Покрытие защищает сосуды от коррозии в условиях турбулентного  потока.

     Катодная защита.

     Подземные трубопроводные коммуникации системы  добычи и сбора защищаются катодной поляризацией.

     Меры  по защите оборудования и коммуникаций системы подготовки нефти и газа.

     - химическое ингибирование газовых  линий, водоводов систем подготовки  и очистки газа и водоснабжения;

     - защита водоводов и подземных  газовых линий катодной поляризацией;

     - протекторная защита резервуаров  товарного парка газа.

     Анализ  защитных мероприятий по обеспечению  надежности эксплуатации систем сбора  и подготовки нефти и газа месторождения Прорва.

     Защита  оборудования скважин 

     Подземное оборудование скважин защищается методом  катодной поляризации..

     Наземное  оборудование скважин входит в защитную зону катодной поляризации, осуществляемой станциями катодной защиты, установленными на ЗУ.

     Анализ  работы действующей системы внутрипромыслового сбора.

     В основе существующей системы технологии сбора добываемой нефти заложена герметизированная система, состоящая  из индивидуальных для каждой скважины выкидных линий, пунктов сбора (ГЗУ) и нефтесборных коллекторов.

     В соответствии с Едиными правилами  разработки месторождения РК  на месторождении производится поочередный  замер дебита нефти и газа скважин  в блочной замерной установке  АГЗУ, расположенной в пунктах  системы сбора. 

     Технология  поскважинного замера следующая: газожидкостная смесь от скважин по выкидным линиям направляется на автоматизированную замерную установку, где производится индивидуальный поочередный замер дебита нефти скважин. Общий поток газожидкостной смеси остальных скважин после пунктов сбора направляется на подготовку нефти (ЦПС).

    2.3 Специальная часть 

    2.3.1 Повышение производительности скважин с применением термохимической обработки

    Термокислотная  обработка – этот вид воздействия  на ПЗС заключается в обработке  забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL.

    Существуют  два вида обработки.

    Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей  кислотой, при которой для растворения  магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась  концентрация НСL 10 - 12 %.

    Термокислотная  обработка ПЗС - сочетание термохимической  и непрерывно следующей за ней  кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

    Скорость  прокачки раствора НСL должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как при прокачке кислоты через магний непрерывно изменяются его масса, поверхность соприкосновения с кислотой, температура реакционной среды, концентрация кислоты и др. Это затрудняет расчет режима прокачки кислоты.

    С помощью опытных прокачек в поверхностных  условиях определили, что при давлениях  на глубине установки реакционного наконечника, превышающих 3 МПа, рекомендуется применять магний в виде стружки, причем чем больше давление, тем магниевая стружка должна быть мельче и тоньше. При давлениях ниже 3 МПа - в виде брусков квадратного и круглого сечения. Причем чем ниже давление, тем площадь поперечного сечения этих брусков может быть больше. Так, при давлении до 1 МПа используются бруски с площадью 10 - 15 с . При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого была 1 - 5 с .

    Термохимические солянокислотные обработки ПЗС  эффективны в скважинах с низкими  пластовыми температурами, в призабойной  зоне которых наблюдается отложение  твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может  быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности.

      Поинтервальная или ступенчатая  СКО

    При вскрытии нескольких самостоятельных  прослоев общим фильтром или общим  открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая  солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т. е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. При обсаженном и перфорированном забое используют обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСL по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.