Техника и технология добычи нефти и газа из скважин Ново-Кореневского нефтяного месторождения, страница 2

Пластовое давление  на ВДП:  в скважине №6 замеренное 13.10.2007 составило 32,62 МПа; в скважине №10 замеренное 10.04.2008 составило 28.08 МПа; в скважине №11 замеренное 11.02.2008 составило 28,88 МПа.

Таким образом, при добыче нефти из скважин Ново-Кореневского месторождения необходим комплексный подход – учет всех необходимых параметров и действующих факторов для проведения  своевременных оптимизационных мероприятий.

6.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при

эксплуатации скважин

Основные факторы, которые могут осложнять эксплуатацию скважин, преимущественно связаны со свойствами насыщающих коллекторы флюидов и термобарическими условиями.

Продукция скважин, добываемых из залежей Ново-Кореневского  нефтяного месторождения, относится к разряду сернистых, смолистых и парафинистых.

Содержание серы – 3,335-3,45%, асфальтенов – 0,17-0,6%, смол силикогелевых – 33,75-50,81%, парафинов – 1,38-6,2%. Температура плавления парафина – +59⁰С, температура застывания нефти  – от-15,5 до +8⁰С.

В процессе эксплуатации скважин возникают осложнения, обусловленные выпадением  АСПО в насосно-компрессорных трубах и системе сбора и транспорта нефти (нефтелиния и нефтеколлектор).

Для предупреждения и борьбы с АСПО, защиты внутрискважинного оборудования от коррозии и других возможных осложнений на Ново-Кореневском месторождении рекомендуется проводить мероприятия, представленные в таблице 6.1, которые с учетом условий эксплуатации могут приниматься в качестве основных или вспомогательных.   

Таблица 6.1 - Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки

На промыслах НГДУ «Речицанефть» в качестве механических методов, применяемых для фонтанных скважин или скважин, эксплуатирующихся УЭЦН, используют очистку НКТ от АСПО с помощью спуска скребка (ручным или механизированным способом).

Тепловые методы включают периодические обработки наземного и подземного оборудования горячей нефтью и водой (паром).

Химические методы представлены обработками подземного скважинного оборудования и выкидных линий реагентами СНПХ, ИПГ, гексановой фракцией и др. Для закачки ингибитора парафиноотложений рекомендуются следующие технологические схемы:

- закачка реагента в затрубное пространство скважины дозировочным насосом;

- закачка ингибитора дозировочным насосом по гибкой стальной трубке в зону перфорации, на прием насоса или ниже интервала выпадения АСПО.

Для закачки ингибитора применяются установки типа УДЭ-1,6/63, УДЭ-1,0/63, УДЭ-0,4/63 с электронасосными дозировочными агрегатами НД 2,5-1,6/63Д14В, НД 2,5-1,0/63К14В и НД 2,5-0,4/63К14В соответственно, а так же установки типа БР-2,5М-У1.