Нефть и газ это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической
 Скачать 1.08 Mb.
|
ВведениеНефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту. Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче. В данной квалификационной работе рассматривается оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда в Региональном Инженерно – Техническом Управление (РИТУ) «Правдинский Регион» на примере Приразломного месторождения. 1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ
По административному делению Приразломное месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Центр округа – г. Ханты-Мансийск – расположен в 90 км к западу от месторождения. От г. Нефтеюганска месторождение удалено к юго-западу на 130 км, от поселка городского типа Пойковский – на 75 км, от поселка Лемпино – на 25 км. Месторождение расположено в относительной близости от крупных месторождений – Приобского, Правдинского, в районе с хорошо развитой инфраструктурой. Местность представляет собой слаборасчленённую равнину, абсолютные отметки рельефа которой меняются от +20 м (в пойменной части территории р. Обь) до +70 м на водораздельных участках. Отмечается общий наклон рельефа в Северном направлении к реке Обь. По территории месторождения протекает значительное количество рек. В северной части площадь ограничивается рекой Обь. Отличительной особенностью почвенного покрова на рассматриваемой территории является широкое распространение болотных и полуболотных почв, приуроченных к обширным плоским заболоченным пространствам. Лесная растительность представлена хвойным и смешанным лесом. На сухих возвышенных участках местности произрастают сосновые и кедровые боры. Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Характерные особенности местного климата: - отрицательная среднегодовая температура воздуха (-1,7 С); - минимальная температура зимой (-56 С); - максимальная температура летом (+42 С); - неравномерное поступление солнечной радиации в течение года; - большая продолжительность периода устойчивых морозов (150 сут); - умеренное количество атмосферных осадков (450 - 500 мм); - большая продолжительность периода со снежным покровом (180 - 190 сут); - большая мощность снежного покрова (на водоразделах 0,5м, в поймах 1,5 м); - относительно высокая влажность воздуха. Коренное население района состоит в основном из хантов, манси и русских. Населенные пункты расположены в основном по берегам рек. Это посёлки Салым, Сулины и Лемпино. Для нужд населения, проживающего в районе месторождения, используются воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста, которые являются единственным источником питьевого водоснабжения. Источником временного и хозяйственного водоснабжения для работающих буровых установок служат реки, ручьи и озера, а также подземные воды четвертичного водоносного горизонта. Через месторождение проходит магистральная дорога Нефтеюганск - Ханты-Мансийск регионального значения, от которой ведется строительство дорог на кусты. С 1973 года введена в действие железная дорога Тюмень-Сургут, которая проходит юго-восточнее участка. Ближайшие железнодорожные станции - Салым, Куть-Ях, Пыть-Ях. Последняя связана с месторождением дорогой с асфальтобетонным покрытием. К юго-востоку от месторождения проходит трасса нефтепровода Усть-Балык - Омск. 1.2 История освоения района Приразломное месторождение открыто в 1982 г., когда в результате испытания горизонта БС4-5 из скважины 154 был получен фонтан нефти дебитом 4,8 м3/сут на 2 мм штуцере. Открытие продуктивных пластов Ачимовской толщи состоялось в 1986 г. В результате испытания пласта Ач3 в скважине 311р был получен приток нефти дебитом 4,9 м3/сут. В 1986 г. в результате бурения и испытания скважины 214р была подтверждена продуктивность пласта Ач3 и открыта новая залежь Ач2. В 1996 г. началась опытно-промышленная добыча из пласта Ач4. Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1987 г. с центральной части основного объекта - горизонта БС4-5. Первая Технологическая схема разработки Приразломного месторождения была составлена СибНИИНП в 1984 г. В 1985 г. был составлен проект пробной эксплуатации, в котором были выделены первоочередной участок разбуривания горизонта БС4-5 и северный участок пласта АС11. Подсчет запасов нефти и газа Приразломного месторождения выполнен по состоянию на 01.01.1985 г. и утвержден ГКЗ СССР протоколом от 25.10.1985г. № 9830. На дату утверждения запасов месторождение находилось в стадии разведки. Запасы нефти утверждены по трем продуктивным пластам – БС4-5, АС111, АС112 (категории С1 и С2). За прошедший период открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС1 и ачимовской толще, так же приращивались запасы категории С1. В итоге на государственном балансе РФ числятся геологические запасы нефти в количествах: в целом по месторождению: категория В+С1 – 701139 тыс.т, С2 – 521927 тыс.т; по основному эксплуатационному объекту БС4-5: В+С1 – 575686 тыс.т, С2 – 36391 тыс.т; по пластам ачимовской толщи: С1 – 100413 тыс.т, С2 – 407121 тыс.т; по залежам пласта АС11: С1 –13016тыс.т, С2 – 22381 тыс.т; по пласту БС1: С1 – 12024 тыс.т, С2 – 56034 тыс.т. Извлекаемые запасы по категории В+С1 по основному пласту 229883 тыс.т, КИН – 0,399; по второстепенным объектам извлекаемые запасы приняты с низким КИН 0,150 – 0,250д.ед. План разработки месторождения рассматривался также СИБНИИНП в 1990 г., с 1991 г. разработка месторождения осуществляется на основе Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения (руководитель А.Н. Янин, СибНИИНП), утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР (протоколы от 16.01.91 г. № 1397 и от 22.03.91 г. № 1412) со следующими основными положениями: проектные уровни добычи нефти - 3500 тыс.т (2001 г.), жидкости - 8200 тыс.т (2005 г.), закачки воды – 10900 тыс.т (2005 г.); основной эксплуатационный объект – горизонт БС4-5 (основная и северная залежи), второстепенные пласты АС111, АС112, ЮС0; создание опытных участков на площади горизонта БС4-5 ; применение по основному объекту блоковой трёхрядной системы с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между рядами и скважинами в ряду 500 м, при плотности сетки скважин 20 га/скв.; проектный фонд всего 3736 скважин, в том числе для бурения 3484 скважины различных категорий. К данному моменту эксплуатационный объект БС4-5 находится в промышленной разработке, проектная система разработки осуществлена, проектный фонд скважин разбурен на 35 %. Пласт Ач4 находится в опытно-промышленной разработке. Небольшие залежи пластов БС1 и АС11 являются возвратными объектами, не разрабатываются. Основным эксплуатационным объектом является горизонт БС4-5, добыча которого составляет 99,9 % всей добытой нефти месторождения. На объекте реализована преимущественно трёхрядная треугольная система разработки с расстоянием 500 м между скважинами в ряду и между рядами. В условиях сложного геологического строения на эксплуатационном объекте БС4-5 создана эффективная система разработки, которая позволила достичь текущий КИН 0,132 (от вовлеченных запасов) при обводненности 42%. 2. ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Принцип разработки месторождения По Приразломному месторождению составлено пять проектных документов:
Первый проектный документ был составлен на начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на балансе Мингео СССР. По состоянию на 1.01.84 г. они составили по категории С1: балансовые - 122,15 млн.т; извлекаемые - 42,43 млн.т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,347. По категории С2: балансовые - 131,9 млн.т; извлекаемые - 46,2 млн.т; коэффициент нефтеизвлечения - 0,35. Основные решения, принятые в технологической схеме разработки Приразломного месторождения от 24.07.84 г.: - на месторождении выделено два эксплуатационных объекта – АС11 и БС4: - для обоих объектов принята площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м (25 га/скв): - максимальные проектные уровни составили на запасы категории С1: добыча нефти - 1650 тыс.т/год; добыча жидкости - 4516 тыс.т/год; закачка воды - 5940 тыс.м³/год; ресурсы нефтяного газа - 76,4 млн.м³/год; темп отбора - 3,9%; эксплуатационный фонд скважин составил - 894, в т.ч. добывающих - 533; нагнетательных - 183; резервных - 178; извлекаемые запасы нефти на 1 скважину (добывающая + нагнетательная) - 59 тыс.т. На запасы категории С2: добыча нефти - 1450 тыс.т/год; добыча жидкости - 2860 тыс.т/год; закачка воды - 3910 тыс.м³/год; ресурсы нефтяного газа - 67,1 млн.м³/год; темп отбора - 3,1%; эксплуатационный фонд скважин составил – 370, в т.ч. в технологической схеме предусматривалось: - закачка воды с первого года разработки; - давление нагнетания на выкиде насосов КНС системы ППД – 19 МПа; - применение насосной эксплуатации (НГН, ЭЦН) с начала разработки; - диаметр эксплуатационной колонны – 146мм. Работа второго проектного документа выполнена с целью получения и подготовки исходных данных для проектирования разработки месторождений. Основные решения, принятые в проекте пробной эксплуатации Приразломного месторождения (1985 г.): - из состава тех.схемы 1984 г. в наиболее разведанной части месторождения на категорию запасов нефти С1 выделен центральный первоочередной участок разбуривания пласта БС4 и северный участок первоочередной участок первоочередного разбуривания пласта АС12; - максимальные проектные уровни по обоим участкам (пласты БС4 + АС12) составили: добыча нефти - 192 тыс.т/год; добыча жидкости - 450 тыс.т/год; закачка воды - 670 тыс.м³/год; добыча газа - 8,89 млн.м³/год; темп отбора - 5,1%; накопленная добыча нефти за весь срок разработки - 3728 тыс.т; эксплуатационный фонд скважин - 50, в т.ч. добывающих - 40; магистральных - 10; До 1987 г. на Приразломном месторождении практически не было реализовано ни одно мероприятие по вышеперечисленным проектным документам. В связи с возрастающими объемами бурения и тем, что запасы нефти и природного газа Приразломного месторождения были утверждены в ГКЗ СССР в 1985 г., учитывая рентабельность дебитов разведочных скважин на большой площади нефтеносности горизонта БС4-5, в 1987 г. выполнена новая проектная работа “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения”. Работа выполнена по заданию Главтюменнефтегаза (исх. НП – 24/30 от 6.03.87 г. за подписью Н.Е.Павлова). Целью работы являлись выделение первоочередного участка разбуривания в состав технологической схемы 1984 г. под объем бурения 1987-1990 гг., расчет технологических показателей разработки по выделенному участку для проектирования его обустройства, а также уточнение геологического строения горизонта БС4-5 и получение достоверной геолого-промысловой информации для составления новой технологической схемы разработки. Участок расположен в центральной части основной залежи горизонта БС4-5, имеющей наибольшие нефтенасыщенные толщины и дебиты при опробовании разведочных скважин. Основные проектные решения, принятые в работе “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения (1987 г.)”: система разработки площадная девятиточечная с плотностью сетки 25 га/скв.; максимальные проектные уровни по категории запасов С1: добыча нефти – 1,432 млн.т/год; добыча жидкости – 3,920 млн.т/год; закачка воды – 5,310 млн.м³/год; ресурсов газа – 106,0 млн.м³/год; темп отбора – 3,4%; накопленная добыча нефти за срок разработки – 41840 тыс.т; В 1989 г., учитывая увеличение объемов бурения по НГДУ “Правдинскнефть” и возможность вовлечения в разработку дополнительных запасов Приразломного месторождения, появилась необходимость в новом проектном документе, обеспечивающем скважино-точками плановые объемы бурения по Приразломному месторождению на 1988-1991 гг. Работа “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах” выполнена по заданию НГДУ “Правдинскнефть”. Цель работы - расширение границ ранее выделенного первоочередного участка, размещение дополнительного эксплуатационного фонда, обеспечивающего плановые уровни объемов бурения в 1991 г., вовлечение в разработку новых запасов нефти, расчет технологических показателей разработки по выделенным участкам для проектирования их обустройства. В пределах первоочередного участка в расширенных границах выделено 4 участка разработки в центральной части месторождения и один (пятый) в южной. Общая площадь первоочередного участка в расширенных границах составляет 25% площади основной залежи нефти горизонта БС4-5. Основные проектные решения, принятые в работе “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах”: - на месторождении выделен один основной объект разработки – горизонт БС4-5 (категории запасов С1), пласт Ю0 выделен в пределах 5 участка в качестве эксперимента; - плотность сетки скважин на всех участках - 25 га/скв.; давление на устье нагнетательных скважин (горизонт БС4-5) – 18 МПа; диаметр эксплуатационной колонны: на горизонт БС4-5 - 146мм; на пласт Ю0 - 168 мм; - способ эксплуатации горизонта БС4-5: ШГН - 40%, ЭЦН - 60%; максимальные проектные уровни по горизонту БС4-5: добыча нефти - 2201 тыс.т/год; добыча жидкости - 4693 тыс.т/год; добыча газа - 144,3 млн.м³/год; закачка воды - 6320 тыс.м³/год; темп отбора - 2,6 %; накопленная добыча нефти за весь срок разработки - 83060 тыс.т; общий фонд скважин - 1042, в т.ч. добывающих - 626; нагнетательных - 209; резервных - 207; С 2002 г. разработка месторождения осуществляется по проектному документу “Анализ разработки Приразломного месторождения”, утверждённому ЦКР Минэнерго РФ. Проектный документ утвержден с нижеследующими принципиальными положениями и основными технологическими показателями: Проектные уровни: добычи нефти, тыс.т 2005 г. – 4485 2006 г. – 4188 2007 г. – 3910 добычи жидкости, тыс.т 2005 г. – 7536 2006 г. – 7889 2007 г. – 8077 Из планируемых 15 скважин куста 6-2р на 1 мая 2009 г. введено в эксплуатацию 10 скважин с ГРП, с наименьшей номинальной производительностью установок 124. 2.2 Осложнения при эксплуатации скважин месторождение геологический скважина нефтедобыча Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов,слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины. Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание плунжера либо рабочего колеса, соответственно, в цилиндре ШГН и корпусе ЭЦН, прихват подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах. Необходимо отметить, что пескопроявление имеет место как в скважинах, где проводился ГРП, так и тех, где данный метод повышения нефтеотдачи не использовался. Это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными коллекторами. На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос механических примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта. Существующие мероприятия по борьбе с пескообразованием условно подразделяются на две группы: проведение работ по уменьшению отрицательных последствий данного явления и предотвращение выноса песка из пласта. К первой группе относятся различные способы ликвидации песчаных пробок, что обеспечивается выносом поступающих из пласта частиц на поверхность, применение полых штанг, спуск хвостовиков в пределы продуктивной зоны, подлив жидкости. Реализация этих мероприятий предполагает очистку поверхностных коммуникаций от вынесенного песка. Наиболее эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, в основу которых положен принцип предотвращения выноса песка в скважину. Простым, но эффективным методом является ограничение отборов жидкости из скважины и выбор оптимальных рабочих депрессий, исключающих разрушение ПЗП. Как правило, в слабосцементированном коллекторе при форсированном отборе жидкости из скважины увеличивается количество выносимых механических примесей. Этому способствует и нестабильность в режимах эксплуатации скважин и работе насосного оборудования. Нестационарность параметров эксплуатации в большей мере характерна для скважин, находящихся в зоне с пониженным пластовым давлением. Любые, даже кратковременные остановки, например, при отключении электроэнергии, после запуска насоса приводят к кратковременному пиковому увеличению содержания механических примесей в скважинной продукции. Для стабилизации режимов работы ЭЦН целесообразно применять вариатор числа оборотов электродвигателя (преобразователь частоты) для обеспечения плавного запуска и вывода скважины на режим. На скважинах с интенсивным выносом механических примесей повышение надежности ЭЦН достигается при работе насосных агрегатов на частотах ниже номинальных, например, при снижении частоты на 20 %, т.е. до 40 Гц, надежность насосного агрегата возрастает на 25 %. Стабилизация режимов работы ШГН достигается увеличением глубины спуска насосов, применением хвостовиков, газосепараторов. На Приразломном месторождении получили широкое распространение частотно – регулируемые приводы (ЧРП). Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с применением частотно регулируемого привода позволяет: Плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки привода, на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя; добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (или сведения к минимальной) производительности насоса; производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц в период времени от секунды до 2,5 часов, снижая возможность залпового выброса механических примесей; производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров. Кроме приведенных технологических мер, эффективным способом борьбы с пескопроявлением является крепление пород пласта в призабойной зоне скважин, при помощи химических, физико-химических, механических методов или их комбинаций. Как показывает промысловая практика, наиболее простыми и доступными методами предотвращения поступления песка из пласта являются механические, получившие наибольшее распространение. Механический метод предотвращения пескопроявлений заключается в оборудовании скважин различными противопесочными фильтрами. Существуют разнообразные варианты осуществления данного метода, например, создание в скважине гравийного фильтра, оборудование добывающих скважин поднасосными либо вставными забойными противопесочными фильтрами. Для скважин, оборудованных ШГН и эксплуатирующихся в условиях невысокого пескопроявления, возможно использование поднасосных фильтров, которые должны удовлетворять следующим основным требованиям: - обладать необходимой механической прочностью и достаточной устойчивостью против коррозии и эрозионного воздействия; - обеспечивать создание надежной гидродинамической связи с пластом; - позволять проводить механическую или химическую очистку фильтра без извлечения его из скважины. Технология оборудования скважины поднасосными фильтрами предусматривает выполнение следующих операций: - освобождение скважины от подземного оборудования и очистку от песчаной пробки; - сборку фильтра необходимой длины, соединение его с приемом глубинного насоса, установку заглушки на нижней секции; - спуск НКТ с фильтром до необходимой глубины с подливом нефти в трубы; - спуск плунжера насоса; - ввод скважины в эксплуатацию методом плавного запуска. Опыт эксплуатации технологии на скважинах нефтяных месторождений, оборудованных поднасосными фильтрами с титановыми фильтроэлементами, свидетельствует о ее эффективности и увеличении в 4-5 раз межремонтного периода работы скважины. При борьбе с пескопроявлениями в скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН, хорошо зарекомендовала себя технология, заключающаяся в оборудовании скважин забойными вставными противопесочными фильтрами. Число секций фильтра подбирается из условия полного перекрытия интервала перфорации. Основным элементом фильтра является трубчатый перфорированный силовой корпус с соединительными муфтами и проволочной навивкой. Фильтр оборудован пакером для перекрытия кольцевого пространства между фильтром и эксплуатационной колонной, препятствующим попаданию песка в ствол скважины. Помещается фильтр на цементную пробку или взрывной пакер. Особенностью фильтра являются два продольных шва-замка, выполненных пайкой, для предотвращения роспуска всей проволочной навивки при ее повреждении в одном месте. Для добывающих скважин месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» размер фильтрующей щели вставного забойного фильтра, как показывают данные о гранулометрическом составе песка выносимого из слабосцементированных коллекторов, не должен превышать 0,1 мм. При оборудовании добывающих скважин вставными фильтрами большое значение имеет правильный подбор диаметра частиц (фракционного состава) вспомогательного фильтрующего материала в зависимости от гранулометрического состава пластового песка. Значительное влияние на эффективность работы фильтров оказывает качество их изготовления: в первую очередь равномерность и постоянство щелевого зазора в проволочной навивке. В настоящее время эта проблема решается путем укладки проволочной навивки в резьбовой профиль, выполняемый на стрингерах корпуса фильтра. Как показывает опыт эксплуатации забойных фильтров, вынос песка по скважинам при их использовании снижается в 5-10 раз. Для защиты УЭЦН от механических примесей на Приразломном месторождении применяют шламоуловитель ШУМ, работающий в составе УЭЦН в качестве дополнительной модуль-секции. Устанавливается между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса, назначение которого - предотвращать попадание КВЧ и пропанта в насос в процессе эксплуатации УЭЦН. Улавливает взвешенные частицы любых размеров. Также применяется фильтр МВФ, он работает в составе УЭЦН и выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса. Размер улавливаемых частиц 0,3 мм и более. Также применяется фильтр ЖНШ, он представляет собой самоочищающийся щелевой фильтр, работающий в составе УЭЦН, выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса. Мероприятия по борьбе с образованием АСПО в процессе нефтедобычи В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям. Известно, что асфальтены чаще всего выпадают из нефти с большим содержанием летучих компонентов, относительно малым содержанием углеводородов с цепью более, небольшим содержанием асфальтенов, высоким давлением насыщения, при большой разнице в пластовых давлениях и давлениях насыщения и высокой сжимаемости нефти. Для удаления АСПО из добывающих скважин месторождения рекомендуется использовать промывки НКТ горячей нефтью с растворенным ингибитором парафиноотложения. Депарафинизацию НКТ теплоносителем предпочтительно осуществлять по прямой схеме, когда горячая нефть подается непосредственно в НКТ. В этом случае потребность в нефти для промывки НКТ скважин, оборудованных ЭЦН, по расчетам составляет до 30 м3 при начальной температуре теплоносителя 100 0С. В случае закачки теплоносителя в затрубное пространство наблюдаются значительные потери тепла в грунт и промывки горячей нефтью становятся малоэффективными. Для повышения эффективности в этом случае необходимо увеличивать температуру теплоносителя свыше 120 0С и его расход более 60-80 м3. Для удаления АСПО из нефтепроводных коммуникацией рекомендуется очистка трубопровода с помощью термохимических составов. Наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы, предупреждающие их отложение. Наиболее целесообразно предусматривать использование этих методов на вновь обустраиваемых скважинах, расположенных в природоохранной зоне, и объектах, к которым затруднен подъезд в течение длительного времени. Для предотвращения выпадения АСПО повышают дебит скважины до парафинобезопасного, при котором на всей протяженности НКТ из-за увеличения скорости потока температура добываемой пластовой продукции выше температуры ее насыщения парафином. В промысловых условиях это достигается увеличением проницаемости ПЗП обработкой реагентами, либо проведением гидроразрыва пласта. При неизменном дебите увеличения скорости потока можно достичь уменьшением диаметра лифтовых труб. Для предупреждения АСПО возможно использование химических реагентов – ингибиторов. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве. В зарубежной практике ингибирования АСПО в добывающих скважинах широко используется технология, заключающаяся в непрерывной подаче ингибитора расположенным на поверхности дозировочным насосом по дозировочной трубке через специальную нагнетательную муфту, крепящуюся на НКТ ниже интервала начала отложения АСПВ. Данная технология, а также метод с использованием дозаторов, устанавливаемых ниже спуска насоса, наиболее целесообразны для ингибирования АСПО в НКТ эксплуатационных скважин, оборудованных пакерами. Мероприятия по подавлению микробиологической зараженности нефтяных пластов и нефтепромысловых объектов Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с применением методов заводнения продуктивных пластов водами не прошедшими микробиологическую обработку приводит к интенсивному развитию микробиологических процессов. Микробиологическая составляющая вносит существенный вклад в общий коррозионный процесс. Более 50 % коррозионных повреждений трубопроводов может быть отнесено за счет деятельности микроорганизмов Помимо биокоррозии, микроорганизмы являются причиной закупоривания нефтяного пласта либо скоплением биомассы бактерий, либо продуктами их метаболизма, в частности, сульфидами, окислами железа, вторичными кальцитами. Причем закупоривание нефтеносных горизонтов происходит как в призабойной зоне, так и в глубине заводняемого пласта, что приводит к существенному снижению нефтеотдачи пластов, уменьшению коэффициента извлечения нефти, вплоть до полной изоляции залежи от водонапорной системы. Бактерии ухудшают качественный состав нефти, потребляя легкие углеводороды и образуя альдегиды, кислоты и другие продукты. Кроме того, жизнедеятельность микроорганизмов приводит к биодеструкции химреагентов, используемых для увеличения нефтеотдачи, в частности, ПАВ и полимеров. Известно, что микрофлора нефтяных пластов и нефтепромысловых сред характеризуется значительным разнообразием. Однако с практической точки зрения интерес представляет идентификация тех групп бактериальной микрофлоры, жизнедеятельность которых приводит к существенному экономическому ущербу, как, например, к коррозии металла, к повышению вязкости нефтепромысловой среды и другим отрицательным явлениям. Эти последствия вызывает биоценоз сульфатвосстанавливающих (СВБ) и гетеротрофных (ГТБ) бактерий. Повышенная численность ГТБ в нефтяных пластах свидетельствует о том, что в них сформировался биоценоз с преобладанием аэробных процессов окисления углеводородов нефти. Существенного развития СВБ в нефтяных пластах на данный момент не отмечено, и пласты характеризуются слабым уровнем биозараженности СВБ. Это может быть связано с тем, что высокая температура нефтяных пластов - 97 - 102 0С позволяет развиваться только термофильной бактериальной микрофлоре, численность которой относительно невысока. Следует, однако, отметить, что присутствие сульфат-анионов в пластовых и речной водах, высокая численность ГТБ в нефтяных пластах, создают предпосылки для дальнейшего развития СВБ в наземных коммуникациях. Это впоследствии может привести к интенсивной биокоррозии наземного нефтепромыслового оборудования. Для борьбы с бактериальным заражением разработаны физические и химические способы. Наиболее эффективным средством борьбы с микроорганизмами в нефтедобыче в настоящее время является применение химических методов, в частности, использование биоцидов. Их выбор определяется на основе доступности, технологичности, а также активности относительно конкретного типа микроорганизмов. Следует отметить, что микроорганизмы обладают способностью адаптации к применяемым реагентам, что требует постоянного обновления ассортимента биоцидов. Наибольшую опасность в развитии бактериальной коррозии представляют не планктонные, а прикрепленные к металлической поверхности колонии бактерий, образующие на ней биопленку. Для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии в условиях бактериального заражения и подавления биоценоза в нефтяном пласте предлагается технология комплексной защиты, заключающаяся в последовательной обработке коррозионно-агрессивных нефтепромысловых сред биоцидом и ингибитором коррозии. Предварительная биоцидная обработка подавляет биокоррозию, а также за счет отмыва биопленки и механических примесей с поверхности металла облегчает доступ к ней ингибитора коррозии. В соответствии с данными обследования для проведения профилактических мероприятий по недопущению развития бактериального биоценоза нефтяных пластов и защите от бактериальной коррозии оборудования системы ППД рекомендуется проводить обработку биоцидом закачиваемых в систему ППД речных вод. Так как речная вода, используемая в системе ППД, по коррозионной агрессивности – слабоагрессивна, то нет необходимости в применении ингибиторов для защиты водоводов от коррозии. При использовании для заводнения пластов сеноманской либо подтоварной воды применение ингибиторов коррозии обязательно. При реализации технологии закачка биоцида может осуществляться в различных вариантах в зависимости от необходимости охвата обработкой определенной части системы ППД и технической возможности: - с КНС с дозированием реагентов на вход или выкид насосной станции; - с помощью передвижного насосного оборудования с устья отдельных очаговых нагнетательных скважин; - с дозированием реагентов на выкид ПНС, перекачивающей речную воду. Технология применения биоцида включает в себя следующую последовательность технологических операций: - доставку к месту врезки в водовод необходимого для закачки объема химреагентов; - приготовление в автоцистернах АЦ-10 водного раствора либо водной эмульсии биоцидов; - закачку агрегатом ЦА-320 через специальный эжектор с регулируемой подачей реагента водного раствора либо эмульсии биоцида в течение 24 часов. 2.3 Условия фонтанирования Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приходящаяся на забой жидкостью, равна или больше энергии необходимой для подъема этой жидкости на поверхность. Полезная работа, которая совершается при подъеме жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема: (1) Где - атмосферное давление. Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ. Общее количество газа, приходящееся на товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором . Газ расширяясь так же совершает работу. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором . Рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым нефти на забой поступает кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет: (2) Таким образом, общее количество энергии, поступающее на забой с каждым , будет: (3) Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление , то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии , которое по аналогии с (3) можно определить так: (4) Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине, будет равно разности (5) Напомним, что в уравнениях 2-5 меняется общий множитель нефти. С учетом этого получается размерность . Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, наибольшего коэффициента нефтедобычи, то удельный расход газа R, необходимого для подъема жидкости достигнет минимума . Количество энергии необходимой для фонтанирования по аналогии с (5): (6) Следовательно, фонтанирование возможно, если . Откуда следует , т.е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема жидкости на режиме наивысшего КПД, то фонтанирование возможно. Академиком А.П. Крыловым были получены формулы для определения удельного расхода газа при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи (7) Из исследований Крылова следует , что удельный расход газа при работе газожидкостного подъемника на режиме наибольшего КПД связан с соотношением: (8) Где относительное погружение (9) Подставляя (9) и (7) в (8) получаем: (10) Опытные данные, которые легли в основу формулы (10) были получены на коротком газожидкостном подъемникепри работе, таким-образом на смеси воды с воздухом. При таких условиях эксперимента растворимость газа в нефти не могла быть учтена. Поэтому необходимо определить действительное количество свободного газа при среднем давлении в подъемнике. (11) Среднее количество свободного газа определяется как разность полного газового фактора и количества растворенного газа, которое определяется как произведение коэффициента растворимости α на , взятое в избыточных единицах давления. (12) Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор относят к чистой необводненной нефти. Если n– обводненность, то газовый фактор, отнесенный к жидкости, будет равен . Таким образом газовый фактор, определяющий количество газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике и отнесенное к жидкости, будет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине . Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором . Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования запишется так: или (13) Из неравенства (13) можно определить максимально необходимое давление на забое , обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин ,, L, , , ρ. Решение неравенства (13) получается либо подбором величины , которая обращает его в тождество, либо графоаналитическим путем . Точка А пересечения двух линий соответствует правой и левой частям уравнения (13), дает значение , при котором они равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины , обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. Область значений - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа больше минимально необходимого (заштрихованная область). Слева от точки А лежит область значений , где фонтанирование невозможно, т.к. . Замечания: 1) Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т.е. с учетом атмосферного давления , коэффициент растворимости α в 2) При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ . 3) Если башмак труб находится выше забоя и , то во все формулы вместо необходимо подставлять . 4) Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах на некоторой глубине , то во все формулы вместо необходимо подставлять и соответственно вместо L - . Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах может быть определена из соотношения (13) (14) Равенство (14) можно записать или отсюда . Знак минус перед корнем опускается, т.к. получится нереальный результат. Подставляя значения А и В получим: (15) Определив глубину , на которой должно находиться , можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины (16) Где ρ – плотность насыщенной газом нефти. 3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 3.1 Конструкция скважин Приразломного месторождения Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324. Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 г/см3 до устья. Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 700 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй – на 10 м выше и один на верхней трубе. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1, центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга. Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора. Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590 м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8 г/см3. Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15 м3 буферной жидкости (техническая вода обрабатывается 0,6% сульфанола). При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположенной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5 м на участке 20 м от границы интервала перфорации. Конструкция водонагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья портландцементом. Согласно протоколу № 6 технического совещания Главтюменнефтегаза от 20 марта 1987 г по вопросу “Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин” предусматривается: кондуктор диаметром 245 с резьбой ОТТМБ спускается на глубину 780 м, с целью перекрытия Люлинворской свиты. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2. Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1мм с резьбой типа “Батресс” с тефлоновым уплотнением, спускается на проектную глубину 2590 м. Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590 м цементируется портландцементом, с 2370 м до устья глиноцементом. Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовка кондуктора и эксплуатационной колонны производится водой. Закачивание воды в водонагнетательные скважины производится через НКТ с установленным колонным пакером. |