Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Принцип разработки Самотлорского месторождения. Динамика основных показателей разработки Самотлорского месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин, страница 2

3.2.4.  Четвертая стадия разработки месторождения (1994 – 2000года)

На этом периоде добыча нефти стабилизируется на уровне 8 – 10 млн. т. в год. Месторождение эксплуатируется при обводнённости 93 – 94%. Так как пласты с высокой проницаемостью отдали почти все запасы нефти на второй стадии разработки, то делается ставка на пласты с ухудшенными коллекторскими свойствами. В них остались ещё значительные запасы. Это пласты А1-3, А2-3, Б10. Для добычи нефти на этих пластах применяют малодебитные установки до 30 м3/сут и среднедебитные установки до 100 м3/сут. Бурение новых скважин прекращено. Пласты свысокой проницаемостью сильно обводнены.  

3.3. Осложнения при эксплуатации скважин

3.3.1. Мероприятия по борьбе с парафиноотложениями

Отложения асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) наблюдается на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) и зонах малой скорости потока у штуцеров, муфт и других местах гидравлического сопротивления потоку.

Основной причиной образования парафиноотложений является охлаждение газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой нефти и теплообмена.

Интенсивность парафиноотложения зависит от следующих факторов:

          1) физико-химических свойств нефти;

          2) наличия высокого газового фактора;

          3) низкой продуктивности пластов;

          4) темпов обводнения;

          5) наличия слоёв многолетнемёрзлых пород;

          6) термодинамических условий залегания.

Интенсивное разгазирование нефти при подъёме к устью скважины влечёт за собой понижение температуры. Происходит удаление из нефти вместе с газом лёгких фракций углеводородов, являющихся растворителями парафина.

Основу оброзующихся отложений составляет кристалическое вещество – парафин, растворённый в нефти. Чем больше содержание парафина, тем выше температура насыщения нефти парафином, и тем больше вероятность интенсивной парафинизации оборудования. Особенно интенсивен процесс парафиноотложения при большом перепаде температур между забоем и устьем скважины, составляющим 50-70оС и выше.

В случаях интенсивной добычи нефти, отсутствия закачки воды в пласт, текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти и дополнительное охлаждение газожидкостного потока в средней части НКТ, вследствие чего интенсификация процесса парафиноотложения увеличивается.

Отложение АСПВ на стенках глубинного оборудования, работающих и простаивающих скважин зависит также от материала и качества обработки поверхности труб. Чем больше гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень шероховатости, тем интенсивнее идет выпадение парафина при одинаковых технологических режимах работы скважин.

Отложение тяжёлых компонентов на стенках поровых каналов, приводящее к снижению проницаемости пласта, определяется термодинамическими условиями в призабойной зоне и в первую очередь температурой потока нефти.

Как известно, фильтрация жидкости или газа в пористой среде сопровождается изменением температуры потока (дроссельный эффект или эффект Джоуля-Томпсона). Это изменение температуры, пропорциональное дебиту скважины, имеет отрицательный знак для газовых скважин и, как  правило, положительный – для нефтяных. Изменяя дебит (забойное давление) скважины можно регулировать температуру потока, предупреждая выпадение АСПО.

В начальный период разработки, когда обводнённость добываемой продукции незначительная, в низкодебитных скважинах наблюдается запарафинивание промыслового оборудования на глубине от 0 до 800 м.

Скачать файл