Техника и технология добычи нефти и газа

Характеристика показателей эксплуатации скважин В настоящее время фонтанным способом эксплуатируется 5 скважин на Северном блоке (4 на пиленгской свите, 1 на борской) и 3 — на Юлшом. Дебиты нефти фонтанных скважин в декабре 2002 года составили от 11,9 до 97,5 т/сут, обводненность продукцииот 0 до 41,5%.

Пластовые давления по последним замерам в зонах отбора (в скважинах 18, 30, 31, 6, 7) составляют от 11,13 до 11,95 МПа, что ниже давления насыщения (14,1 МПа). По причине поддержания пластового давления ниже давления насыщения наблюдается повышенный газовый фактор по пяти скважинам — от 832,2 до 1106,7 м3/ т. Эти значения намного выше величин газового фактора для создания оптимальных условий для подъема жидкости по лифту. По расчетам, проведенным по методике СибНИИНП, минимальные забойные давления в скважинах с дебитами 25 м3/сут достигаются при газосодержании 300 м /м и для дебита 100 м3/сут — при 140 м3/м3 для безводных скважин и диаметра подъемника 73 мм. Фактические значения газовых факторов в 3−6 раз превышают оптимальные, поэтому энергия газа расходуется неэффективно.

В «Технологической схеме разработки 4 горизонта пиленгской свиты Окружного месторождения» для определения рациональных способов эксплуатации проведены расчеты по оценке забойных давлений при подъеме продукции из скважин фонтанным, и механизированным способам. Для расчетов приняты согласованные с показателями разработки по рекомендуемому варианту на ближайшие 20 лет исходные данные:

Расчетный диапазон дебитов жидкости, м3 /сут. 25 — 200.

Пластовое давление, МПа 14−18.

Проектное забойное давление, МПа 8−12.

Расчетное устьевое давление, МПа 1,5−3,0.

Обводненность продукции, доли ед. 0,01 — 0,70.

Расчетная глубина скважины по вертикали, м 1800.

Для оценки возможности фонтанного периода эксплуатации скважин проведены расчеты по методике ВНИИ для определения минимального забойного давления, обеспечивающего фонтанную эксплуатацию скважин с заданным дебитом. Учитывая развитие в пласте режима растворенного газа, работа скважин должна предусматривать возможность работы их при высоком газосодержании. Поэтому расчеты проводились для широкого диапазона значений этих параметров: газового фактора — от 146 (растворенный газ) до 300 м3/т; устьевого давления — 1,5 — 3,0 МПа.

При газовом факторе на уровне растворенного газа (146 м3/т) и принятой величине устьевого давления 1,5 МПа минимально необходимое забойное давление для фонтанирования безводных и мало обводненных (до 5%) скважин, должно быть не менее 7,5 МПа. При значении этой величины 12,0 МПа фонтанирование возможно до обводненности порядка 50%. При более высоких газовых факторах скважины могут фонтанировать с проектными параметрами до обводненности 60−70%.

Эти расчеты справедливы при условии, что давление в зоне отбора не будут снижаться ниже давления насыщения. Эксплуатация скважин при пластовом давлении в зоне отбора на 2−3 МПа ниже давления насыщения привело к тому, что даже при обводненности менее 10% скважины прекращают фонтанировать и требуют перевода на механизированный способ добычи.

В настоящее время 5 скважин переведено на газлифтный способ эксплуатации (2-на северном блоке и 3 — на южном). Выбор газлифтного, способа эксплуатации возможен благодаря наличию мощностей по компрессированию, так как кроме использования газа для подъема жидкости ведется его закачка в пласт с целью поддержания пластового давления. На 1.01.20 012 года дебит по нефти составляет 9,5 — 60,7 т/сут при обводненности 0,6−18,5%.

Оптимальной конструкцией лифта для скважин с дебитами 20−60 м3/сут по жидкости является лифт, составленный из труб диаметром 60 мм (внутренний — 50 мм); для скважин с дебитами 60−120 м3/сут — лифт 73×60 мм (внутренний — 62−50 мм); для скважин с дебитами 120−200 м3/сут — одноступенчатая конструкция из труб 73 мм (внутренний — 62 мм).

Применение газлифтного способа Опыт эксплуатации газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Варьеганском месторождениях показал достаточно хорошие результаты: высокие отборы жидкости, возможность регулирования режимов работы скважин и их исследования, высокий межремонтный период работы скважин.

Аналогом применения газлифтного способа добычи является Правдинское месторождение, где были такие же дебиты, как на проектируемом месторождении. Газлифтный способ на Правдинском месторождении имел высокие показатели первые 10 лет эксплуатации (низкие удельные расходы газа — 30−60 м3/м3, высокий МРП — до 3000 суток, коэффициент использования — до 0,9). Резко ухудшились показатели при увеличении обводненности более 60%. Для всех месторождений было характерно возникновение проблем с подачей газа высокого давления после 10−15 лет с момента внедрения данного способа добычи. На всех месторождениях, находящихся в Среднем Приобье наблюдались проблемы с гидратообразованием, как в газопроводах, так и в газлифтных скважинах.

В настоящее время газлифт осуществляется по схеме периодической подачи газа в затрубное пространство. Подземное скважинное оборудование представляет собой НКТ с пусковыми муфтами на глубине 700 и 900 м. Дебит скважин ниже потенциального и составляет 10−15 м /сут при количестве циклов закачки газа 8−10 в сутки. Низкие дебиты обусловлены двумя причинами:

• * пониженным относительно начального пластового давления в зоне отбора, вследствие чего снижается приток нефти к забоям добывающих скважин;
• * применяется неэффективная схема периодического газлифта.

Для повышения эффективности газлифтной добычи необходимо другая модификация газлифта, а именно применение подземной компоновки включающей 2 пусковых газлифтных клапана на глубинах 800−900 и 1200−1300 м, рабочего газлифтного клапана на глубине 1500−1600 м, установка пакера на глубине 1700−1780 м.

Расчет установки можно проводить по РД 39−148 070−015 ВНИИ -86 «Руководство по применению периодического газлифта на месторождениях Западной Сибири» (Тюмень, СибНИИНП, 1986 г.).

Опыт применения периодического газлифта на месторождениях Федоровском, Самотлорском, Правдинском показывает, что можно достигать дебитов до 30 м3/сут при невысоких удельных расходах газа-до 80 м/м3, Некоторые скважины после небольшого периода отработки в периодическом режиме переходили на режим непрерывного газлифта с более высоким дебитом.

Требования к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин В настоящее время на месторождении существует 2 технологические схемы сбора. По 1-й схеме 5 скважин работают по магистральным нефтепроводам на НПЗ. Скважины № 18 и 30 работают по нефтепроводу высокого давления с диаметром 4 дюйма и линейным давлением 30,1 кг/см2 — 31,5 кг/см2. Скважины № 6, 31, 34 -работают по трубопроводу диаметром 6 дюймов с линейным давлением 14,7 кг/см2.

Протяженность магистральных трубопроводов с юга месторождения «Окружное» до НПЗ:

• 4 дюйма (DIX — 4 «- OL) — 3,5 км.
• 6 дюймов (DIX — 6 «- OL) — 3,6 км.

Протяженность магистральных трубопроводов с севера месторождения «Окружное» до НПЗ:

• 4 дюйма — 605 м.
• 6 дюймов — 603 м. От скважин до врезки в магистральные трубопроводы используется диаметр труб 3 дюйма DIX — 3 «- OL.

По второй технологической схеме скважины № 4, 28 из-за низкого давления работают на прямую в резервуар. Скважины № 7, 1, 17 работают в фонтанном режиме через сепаратор в емкость. Газлифтные скважины № 13, 25, 35 и 37 работают в резервуары. Технологическая схема сбора нефти по скважинам, работающим на НПЗ приведена на рис. 6.1.

Газ для газлифта подается с завода по трубе 2,5 дюйма. Сбор продукции по 2-й технологической схеме производится в резервуары, находящиеся на скважинах, и периодически вывозятся нефтевозами на НПЗ, где происходит подготовка и переработка нефти.

Технологическая схема системы подготовки продукции скважин представлена группой сепараторов и рядом технологических аппаратов, где продукция скважин проходит первичную обработку, поступая на сепаратор — делитель фаз. Газ из сепараторов поступает на прием компрессоров для закачки его в пласт, часть газа низкого давления расходуется на технологические нужды в объеме 102 тыс. м3/сут. Пластовая вода из сепараторов поступает в систему водоочистки и далее направляется в нагнетательные скважины. Нефть после отделения воды и газа подвергается нагреву и поступает в отстойник. Стабильная и обезвоженная нефть направляется в резервуарный парк. Из резервуарного парка сырая нефть подается на сооружения морского терминала для налива в танкеры, а часть сырой нефти поступает на нефтеперерабатывающую установку для получения мазута и светлых нефтепродуктов. В предлагаемом к утверждению варианте разработки потребуется обустройство планируемых к бурению новых скважин.

Требования к закачиваемой воде В качестве рабочего агента применяется подземная вода верхнего неогена. По химическому составу вода относится к гидрокарбонатно-натриевому типу, пресная. Общая минерализация составляет 0,2 г/дм3, содержание железа 0,5 мг/дм3, водородный показатель рН=7. Закачиваемая вода должна соответствовать требованиям ОСТ 39−225−88 «Вода для заводнения нефтяных пластов». Требования к качеству". ОСТ регламентирует следующие показатели и нормы качества воды:

Водородный показатель (рН). Его значение должно находиться в пределах 4,5−8,5.

Совместимость с пластовой водой и породой. При контакте в пластовых условиях закачиваемой воды с пластовой водой и породой коллектора может быть допущено снижение фильтрационной характеристики (ФХ) на 20%. При снижении ФХ более чем на 20%, следует проводить мероприятия по восстановлению ФХ призабойной зоны и, при необходимости, улучшать качество закачиваемой воды.

Содержание кислорода. Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/дм3.

Содержание сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и сероводорода. Присутствие СВБ наблюдается в речной воде, которую используют в системе ППД при невозможности покрытия дефицита подтоварной и водой подземных источников. В результате вегетации СВБ образуются сульфиды железа FS, которые закупоривают пласт; сероводород, образующийся при реакции сульфидов железа с водой, является коррозионно-агрессивным по отношению к металлу труб.

Коррозионная активность воды. При определении коррозионной активности воды, если ее агрессивность составляет более 1,5 мм/год, рекомендуется применение ингибиторов коррозии, антикоррозионных покрытий внутренней поверхности водоводов.