Анализ образования и основные методы борьбы с аспо, солеотложениями и механическими примесями на Приобском месторождении

1.

АТТЕСТАЦИОННАЯ РАБОТА НА ТЕМУ:
«АНАЛИЗ ОБРАЗОВАНИЯ И ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ
БОРЬБЫ С АСПО, СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ И
МЕХАНИЧЕСКИМИ ПРИМЕСЯМИ НА ПРИОБСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ»
Выполнил:
Руководитель работы:
Тверитина Е.Ю
Кучеров С.В.

2.

Обзорная карта
2

3. Геологический разрез

1-3 - Песчаные и алеврито-песчаные пласты: 1 – нефтенасыщенные, 2 водонасыщенные, 3 – плотные;
4 – региональные глинистые пачки; 5 – границы клиноформ в отложениях: а – в глубоководных, 3
б – мелководно – морских; 6 – индексы продуктивных пластов; 7 – баженовская свита.

4. Геолого-физические параметры продуктивных пластов

Параметры
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Пласты
АС10
АС11
АС12
2410
2450
2560
Литологически ограниченный
Тип коллектора
Терригенный
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
5,8
7,3
7,6
Пористость, д.е.
0,19
0,19
0,18
Средняя нефтенасыщенность, д.е.
0,68
0,67
0,66
5
12
2,4
Коэффициент песчаности, д.е.
0,32
0,39
0,21
Коэффициент расчлененности, д.е.
4,3
5,3
9,9
Пластовая температура, °С
88
89
89
Пластовое давление, МПа
23,9
24,8
25
Проницаемость, мДарси
4

5. Физико-химические свойства нефти

Параметры
Пласты
АС10
АС11
АС12
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
1,5
1,4
1,4
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
796
775
788
Плотность нефти в поверхностных условиях,
кг/м3
868
866
863
Давление насыщения нефти газом, МПа
8,3
10,9
10,4
Газосодержание нефти, м3/т
65
75
68
Температура насыщения парафином, С
24,7
24,8
24,9
Массовое содержание, % Серы
1,18
1,25
1,18
Смол силикагелевых
8,09
8,08
7,75
Асфальтенов
2,45
2,4
2,77
Парафинов
2,47
2,48
2,52
Солей хлористых, мг/л
48
17
16
молекулярная масса
160
142
153
5

6. Показатели разработки

Участок
разработки
КИН
Проектный
текущий
Накопленная
добыча, млн. тонн
Обводненность
Правый Берег
0,326
0,094
51,4
37,3
Островная
часть
0,293
0,012
2,7
1,9
Левый Берег
0,280
0,074
18,9
40,2
Месторождение
в целом
0,307
0,071
73,0
34,6
6

7. Анализ образования АСПО

Содержание парафинов в сырой нефти
Скорость потока жидкости (дебит)
Доля нефти в потоке жидкости (обводненность)
Шероховатость НКТ
7

8. Методы борьбы с асфальтено-смолопарафинистыми отложениями

Методы борьбы с асфальтеносмолопарафинистыми отложениями
Агрегат АДП для депарафинизации скважин горячей
нефтью
Применение скребков
8

9. Анализ солеобразования

350
330
Количество Са2+, мг/л
310
290
270
Н = 2200 м
Н = 2400 м
Н = 2600 м
250
230
210
190
170
150
50
60
80
100
Забойное давление, ат
Содержание Са2+ в пластовой воде, при котором начинается
солеобразование на ЭЦН в скважине Приобского м/р заглушенной
раствором NaCl (доля пластовой воды в смеси 85 %)
9

10. Методы, применяемые для борьбы с солеотложениями

Использование электрического поля для
предотвращения отложений солей
Использование акустики
Применение защитных покрытий
Химические методы предотвращения отложений
Механические методы борьбы с солеотложениями (при
разборке насосов при помощи гидропескоструйных
установок)
10

11. Анализ причин образования механических примесей при эксплуатации УЭЦН

Продукты
коррозии
18.8%
Осадок CO3
26.6%
Прочее
2.5%
Проппант
16.4%
Частицы
коллектора
31.3%
Сульфатный
осадок
4.4%
Распределение мехпримесей по группам, отобранным из проб
продукции скважин по результатам дифракционного анализа
11

12.

12

13.

13

14. Методы, применяемые для борьбы с мехпримесями

химические:
– Закачка в пласт скрепляющих растворов;
– Коксование;
технические:
– Установка скважинных фильтров в интервале пласта;
– Установка фильтров под насос;
– Использование оборудования в износостойком исполнении;
– Использование насоса – жертвы;
– Использование гидроциклона;
технологические
– Ограничение депрессии при эксплуатации
– Применение плавного пуска с использованием частотного преобразователя
– Подлив жидкости в затрубное пространство
– Снижение обводненности
профилактические
– Очистка ПЗП
– Промывка зумпфа скважины
– Контроль КВЧ в технологических жидкостях
– Контроль КВЧ в процессе эксплуатации
14