Осложнения при эксплуатации добывающих скважин на объекте БС10 Дружного месторождения
Автор: Кабиров А.Н., Лыкова А.Ю., Горданов Р.Т., Злобин Н.В.
Журнал: Международный журнал гуманитарных и естественных наук @intjournal
Рубрика: Науки о земле
Статья в выпуске: 1-4 (76), 2023 года.
Бесплатный доступ
В данной статье рассмотрены проблемы, связанные с эксплуатацией скважин при разработке месторождений нефти и газа. Рассмотрены осложнения при эксплуатации добывающих скважин на примере объекте БС10 Дружного месторождения. На основании данного исследования выявлены факторы, осложняющие эксплуатацию скважин и предложены. Предложены пути решения данных проблем.
Аспо, гидратообразование, добывающая скважина, дебит
Короткий адрес: https://sciup.org/170197752
IDR: 170197752 | DOI: 10.24412/2500-1000-2023-1-4-47-50
Текст научной статьи Осложнения при эксплуатации добывающих скважин на объекте БС10 Дружного месторождения
Дружное месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Тюменской области в 15 км от г. Когалым. Месторождение расположено в пределах Дружного лицензионного участка, незначительная часть месторождения находится в нераспределенном фонде.
На долю продуктивного пласта БС 10 , выделенного в самостоятельный эксплуатационный объект, приходится 25,5% геологических и 24,6% начальных извлекаемых запасов категории АВ 1 Дружного месторождения. Разработка объекта ведется с 1985 года, на его долю приходится 23,7% текущей и 26,1% накопленной добычи нефти месторождения.
На данном объекте 1/5 часть добывающего фонда скважин относится к осложненному фонду.
Осложнения при эксплуатации добывающих скважин
В осложненном фонде Дружного месторождения находятся 59 скважин (19% действующего фонда). Эксплуатация скважин на месторождении осложнена:
-
- коррозией оборудования;
-
- отложением солей;
-
- АСПО;
-
- гидратообразованиями.
Распределение по видам осложнений представляет рисунок 1.

Рис. 1. Распределение скважин по видам осложнений.
Отложения АСПО сужают проходные сечения труб, ухудшают условия работы подъемных лифтов и глубинно-насосного оборудования – тем самым уменьшая дебиты скважин.
При изменении термобарических условий и разгазировании нефти, компоненты АСПО (высокомолекулярные соединения: парафины, смолы, асфальтены) осаждаются на стенках ствола скважины, что негативно сказывается на работе УЭЦН: уменьшение производительности, увеличение затрат энергии, излишний нагрев электродвигателя.
По состоянию на 01.01.2019 года эксплуатация 33 добывающих скважин (10,6% действующего фонда) осложнена АСПО, из них 32 скважины оборудованы ЭЦН и 1 – ОРЭ. Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин, осложненных АСПО, составил 66 %, текущая наработка ГНО – 370 суток.
Удаление парафина на скважинах осложненного фонда производится с помощью ручного и автоматизированного скребков, межочистной период (МОП) составляет 6-30 дней (средний 19 суток).
В солеобразующем фонде числятся 14 скважин (4,5% действующего фонда), из них 5 скважин дополнительно осложнены АСПО (применяется скребок). Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин, осложненных солеоб-разованиями, составил 62,5%, текущая наработка ГНО – 343 суток.
Для борьбы с солеотложением на глубинно-насосном оборудовании на месторождении используют:
-
- на 12 скважинах проводится периодическая закачка в затруб ингибитора комплексного действия ХПКС-004(А) производства ЗАО «Когалымский завод химических реагентов», обработки проводятся с периодичностью 30 суток;
-
- на одной скважине в состав компоновок УЭЦН входит внутрискважинный контейнер «ТРИЛ-Св» с ингибитором солеот-ложений;
-
- на одной скважине в состав компоновок УЭЦН входит резонансно-волновой комплекс «Пилот».
В фонде скважин, осложненном коррозией находятся девять скважин (2,9% действующего фонда). Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин составил 81,8%, текущая наработка ГНО – 264 суток.
На месторождении, для защиты ГНО от коррозии применяют следующие методы:
-
- на пяти скважинах проводится периодическая закачка в затруб ингибитора комплексного действия ХПКС-004(А), в одной из указанных скважин спущены НКТ с защитным покрытием Majorpack. Обработки проводятся с периодичностью 30 суток;
-
- в четырех скважинах спущены НКТ с внутренним покрытием Majorpack, обработка ингибитором не производится.
Соответствующие термодинамические условия пребывания газожидкостных смесей в НКТ, насыщенность газа парами воды и воды газом могут создавать условия выпадения гидратов. Статистика отложения гидратов показывает, что наиболее частые случаи наблюдаются в верхней части НКТ и в зоне над динамическим уровнем в затрубном пространстве скважин.
В гидропарафинообразующем фонде находятся 3 скважины (1% действующего фонда). Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин составил 68%, текущая наработка ГНО – 308 суток.
Для борьбы с гидратопарафиноотложе-ниями применяется тепловой и механический методы: проводится промывка горячей нефтью (МОП 30 суток) и удаление парафина с помощью механического скребка (МОП 5-15 суток).
На 01.01.2019 г. в бездействующем фонде находятся 31 скважина, в простое – три скважины и одна скважина – в освоении. Распределение бездействующего фонда нефтяных скважин по причинам остановки представляет таблица 1.
Скважины, находящиеся в простое, остановлены по причине ГТМ (перевод в ППД, ПВР, переход на другой горизонт).
Таблица 1. Распределение бездействующего фонда нефтяных скважин по причинам остановки
Причина остановки |
Количество скважин |
|
шт. |
% |
|
НЭК |
15 |
48,4 |
Аварии |
10 |
32,3 |
Причина остановки |
Количество скважин |
|
шт. |
% |
|
Прихват ГНО в скважине |
4 |
12,9 |
ГТМ |
1 |
3,2 |
Перекрытие забоя |
1 |
3,2 |
Итого |
31 |
Бездействие скважин, оборудованных УЭЦН, обусловлено в основном негерметичностью эксплуатационной колонны, а также авариями и прихватом ГНО в скважине.
Заключение
Факторами, осложняющими эксплуатацию скважин в условиях Дружного месторождения, являются: отложения солей; коррозия, АСПО; гидратопарафинообразо-вания. Влиянию перечисленных осложня- ющих факторов подвержено всего 19% действующего добывающего фонда скважин. Наиболее часто встречаемый вид осложнений – АСПО. Мероприятия, применяемые для борьбы с осложнениями достаточно эффективны.
Основными причинами остановки скважин, находящихся в бездействии, являются негерметичность эксплуатационной колонны и падение ГНО на забой скважин.
Список литературы Осложнения при эксплуатации добывающих скважин на объекте БС10 Дружного месторождения
- ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. - Введ. 2011-07-01 / Справочно-правовая система "Гарант" / НПП "Гарант-Сервис". - Послед. обновление 07.09.2015.
- Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.
- Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев / под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986. - 382 с.
- Справочная книга по добыче нефти / под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974.
- Маркелов Д.В. Борьба с осложнениями в механизированной добыче нефти. "Территория Нефтегаз". - 2005. - № 2.
- Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - С. 355-357.