Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения

МИРНИНСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ Филиал ФГАОУ ВПО СЕВЕРО-ВОСТОЧНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Им. М. К. Аммосова Горный факультет Кафедра Горного и нефтегазового дела Курсовая работа По дисциплине: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

На тему: «Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения»

Выполнил Студент группы зо НД-09

Федоров Е. Н Проверил Мараков Д. А Мирный 2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ Введение Глава 1. Теоретические аспекты эксплуатации нефтяных и газовых скважин

1.1 Процесс добычи нефти и природного газа

1.2 Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин Глава 2. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения и выявление осложнений Заключение Список использованной литературы

Актуальность темы

исследования. Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX — начало XX веков.

За годы Советской власти страна вышла на первое место в мире, как по объемам добычи нефти, так и по темпам их прироста. По сравнению с 1940 г. к середине 80-х годов 20 века добыча нефти с конденсатом в стране выросла более чем в 20 раз.

Отечественные ученые внесли значительный вклад в создание современной техники и технологии добычи нефти. Они являются пионерами в таких вопросах, как создание методов добычи нефти штанговыми скважинными установками, погружными центробежными электронасосами, газлифтным способом, одно время забытыми и вновь возрожденными в 70-е годы шахтным и термошахтным способами, эксплуатация морских месторождений, эксплуатация месторождений скважинами малого диаметра и кустовое расположение скважин.

Конец XX столетия характеризовался резким увеличением спроса на нефть и газ, и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. Однако, учитывая ограниченность мировых запасов нефти и газа, решение проблемы энергетики связывают с ее переводом на атомную и термоядерную основы.

В то же время нефть и газ все шире начинают использовать как сырье для нефтехимической промышленности, получения искусственных белков, фармацевтических препаратов, пластмасс и др.

Увеличение объемов добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет ввода в разработку месторождений, расположенных в отдаленных малозаселенных районах Севера, в зонах залегания многолетнемерзлых пород, в континентальных шельфах океанов и морей. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелых высоковязких нефтей в общем объеме добычи нефти. Увеличивается ввод в разработку малопродуктивных месторождений.

С другой стороны, существует тенденция снижения начальных дебитов пробуренных скважин, что меняет отношение к эксплуатации старых месторождений, поскольку общий объем добычи на старых месторождениях возрастает по отношению к добыче на новых. Поэтому усиливается значение механизированных способов добычи нефти, которые являются основными на старых месторождениях. В связи с этим существенное влияние на процесс добычи оказывает обводнение належи и продукции скважин. Это связано с тем, что для поддержания заданных дебитов нефти необходимо откачивать большие объемы жидкости из скважин (нефти и воды), которые могут быть выше, чем дебиты скважин на новых месторождениях.

Цель данной работы — рассмотреть осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения.

Задачи:

• 1. ознакомиться с процессом добычи нефти и природного газа;
• 2. рассмотреть способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

3. исследовать процесс эксплуатации скважин Талаканского месторождения и выявление осложнений.

4. Конструкция скважин.

5. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.

Объектом исследования Талаканское месторождение.

Предметом исследования выступают скважины Талаканского месторождения.

Глава 1. теоретические аспекты Эксплуатации нефтяных и газовых скважин

1.1 Процесс добычи нефти и природного газа

Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъема нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

Процесс добычи нефти, начиная от притока ее по пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить условно на 3 этапа.

1. Движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин.

2. Движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности — эксплуатация нефтяных скважин.

3. Сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели.

Перед забуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. На основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация: ее геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей в пласте (вязкость, плотность), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления. Базируясь на этих данных, производят экономическую оценку системы, и выбирают оптимальную.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются 2 системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над пометкой группового сборного пункта.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создаются морские нефтепромыслы.

Природный газ — это углеродная смесь без запаха, основой которой является метан. Запах, с которым мы сталкиваемся в быту, придается газу искусственно. Газ всегда был главным предметом спора ученых всего мира и очень важным сырьем. Природный газ существует в виде залежей газа, газовых шапок (в данном случаи газ располагается на нефти) и в кристаллическом или растворенном виде. Существует также мнение, что газ может располагаться в пустотах под землей. Но такое мнение ошибочное. Он может быть в середине определенной горной породы, которая имеет очень мелкую пористую структуру. Самые большие его запасы размещаются в России.

Добыча газа осуществляется в Европе, Африке, Америке и других регионах света. На долю российского «Газпрома» припадает пятая часть добычи всего мира.

Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров.

Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы.

И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию. Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин. С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую. Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места. Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют. Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод.

Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов.

Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном или сорбированном состояниях.

1.2 Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

— фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

— газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

— насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанная эксплуатация скважин Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т. е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить

· за счет энергии гидростатического напора,

· за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти,

· за счет той и другой энергий.

Оборудование устья скважины

· Фонтанная арматура служит для

· герметизации устья скважины,

· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,

· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Рис. 1.1. Фонтанная арматура Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т. д.

Трубная головка состоит из

· крестовины,

· тройника и

· переводной катушки.

Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным лифтом. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки, а второй ряд труб — с помощью переводной втулки. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из

· тройников,

· центральной задвижки,

· буферной задвижки,

· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Газлифтная эксплуатация скважин Газлифтная добыча — способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением.

Рис. 1.2. Газлифтная добыча Используется для добычи нефти и пластовых вод. Рабочий агент — сжатый компрессором попутный газ (компрессорный газлифт) или воздух (эрлифт), а также природный газ под естественным давлением (бескомпрессорный газлифт). Может использоваться газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной (внутрискважинный бескомпрессорный газлифт).

Сущность газлифта — газирование жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси (а следовательно, давление ее столба в скважине) с ростом газосодержания уменьшается, забойное давление скважины снижается. Приток продукции зависит от расхода газа.

Комплекс газлифтного оборудования включает:

· наземное

· источник рабочего агента,

· систему трубопроводов,

· газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода;

· скважинное

· насосно-компрессорные трубы (НКТ),

· пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца НКТ для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций);

· пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости). Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости при изменении обводненности, устьевого давления, прорыве газа из пласта, солеи парафиноотложениях в трубах и др.

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена

— высокими газосодержанием или температурой жидкости,

— наличием песка,

— отложениями парафина и солей,

— а также в кустовых и наклонно направленных скважинах. Эффективность газлифта зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и РА давлений.

Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами Электроцентробежная насосная установка — комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. ЭЦН для нефтяных скважин включает

· центробежный насос с 50−600 ступенями;

· асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом;

· протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды;

· кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления.

Рис. 1.3 Электроцентробежная насосная установка Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом. Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колеса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из спец. чугуна, бронзы, коррозионнои абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный, гидроциклонный или центробежный (центрифуга) газосепаратор.

Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закрепленными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа «беличье колесо»; между пакетами расположены радиальные опоры.

Протектор содержит

· уплотнение вала (торцевое, набивное, эластичное),

· систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большой плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрическую защиту ЭЦН от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции.

Рис. 1.4 Рабочее колесо направляющего аппарата насоса Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения ЭЦН и датчики давления и темп-ры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

Длина ЭЦН 25−30м. При длине центробежного насоса и электродвигателя св. 5−8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отд. секций для удобства транспортировки и монтажа, ЭЦН монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы — шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметичным вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе ЭЦН продукция подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют ЭЦН без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность ЭЦН для нефтяных скважин от 15−20 до 1400−2000 м3/сут, напор до 2500−3000м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000 В, температура откачиваемой среды 1800 С, давление до 25 Мпа.

ЭЦН для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5−50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/ сут, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 400 С.

Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок (ШГН).

Штанговая насосная установка — комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой. Штанговый насос опускается в скважину ниже уровня жидкости и состоит из

· цилиндра,

· плунжера, соединенного со штангой,

· клапанов всасывающих и нагнетательных

· Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер — на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб;

· цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере;

· штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство.

Существует также:

· штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером,

· с двумя ступенями сжатия (для откачки сильно газированных нефтей), с двумя цилиндрами и плунжерами (для одновременной откачки из двух горизонтов),

· с камерой разрежения (для высоковязких нефтей) и др.

Штанги (металлические стержни с резьбовыми головками) соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8−10 м, диаметр 12,7 -28,6 мм. Используются также полые неметаллические (стеклопластик) штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъеме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном

· механические редукторно-кривошипные,

· балансирные (однои двухплечевые) и

· безбалансирные, а также

· башенные и

· гидравлич. еские станки-качалки.

Станция управления ШГН обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу.

Дополнительное оборудование ШГН.:

· якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб;

· хвостовик — колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25−40 ниже насоса для выноса воды;

· газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей;

· штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах;

· скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб:

· динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов ШГН.

Продукция скважины (нефть, вода) подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне, либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сут.

Винтовая насосная установка — комплекс устройств для перемещения жидкости; состоит из винтового насоса и двигателя. Скважинная винтовая насосная установка — одновинтовой насос с погружным электродвигателем и системой токоподвода, аналогичной применяемой в электроцентробежных насосных установках (могут также применяться гидродвигатели вращательного движения — турбинные, винтовые).

Глава 2. исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения и выявление осложнений

В рамках проекта государственного значения — развития нового добывающего региона в 2003 г. ОАО «Сургутнефтегаз» начало работу в Восточной Сибири.

Плацдармом для развития нефтегазодобычи в новой нефтегазоносной провинции стало Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение, где полностью создана производственная инфраструктура, необходимая для промышленной добычи нефти.

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ленского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 210 километрах юго-западнее города Ленска. Ближайшие крупные населенные пункты — поселки Витим и Пеледуй находятся, соответственно, в 110 и 115 км от границ месторождения и расположены на левом берегу реки Лены.

Талаканское месторождение расположено в наиболее приподнятой части Пеледуйского свода Непско — Ботуобинской антеклизы и приурочено к сложнопостроенному структурному поднятию, разделенному серией разрывных нарушений северо-западного простирания на три блока: Таранский, Центрально-Талаканский и Восточный. В пределах месторождения выделено два продуктивных горизонта: хамакинский (венд) и осинский (нижний кембрий). Основной продуктивный горизонт в пределах месторождения — осинский. Горизонт стратиграфически приурочен к билирской свите нижнего кембрия и перекрывается мощной толщей галогенных образований юрегинской свиты, которые являются хорошей покрышкой для газонефтяных залежей.

Рис. 2.1. Схема расположения района работ Осинский горизонт сложен 50 — 70-метровой толщей карбонатов с зонами развития пород-коллекторов порово-кавернозного и кавернозно-трещиноватого типов и расчленяется на два самостоятельных пласта — О1 и О2.

Нижний пласт (О2) представлен преимущественно плотными доломитами с пористостью 9,2 — 10,9% и коэффициентом нефтенасыщенности 66,9 — 86,2%.

Верхний пласт Осинского горизонта (О1) сложен преимущественно нефтегазонасыщенными известняками, серыми, коричневато-серыми с прослоями доломитов, доломитизированными известняками и доломитами. Пористость коллекторов изменяется в пределах 5,5 — 23,3%, Коэффициент нефтегазонасыщенности 68,2 — 94%. На Талаканском месторождении получены притоки газа до 549,83 тыс. м3/сут. Дебиты нефти по скважинам, расположенным в чисто нефтяной зоне пласта Талаканского месторождения, достигают 100 — 280 м3/сут.

Извлекаемые запасы Талаканского месторождения составляют 124,2 млн тонн нефти и 54,1 млрд м3 газа.

На Талаканском месторождении промышленная эксплуатация проводится из продуктивного пласта О1.

Исходя из сложности геологического и тектонического строения залежи, наличия мощной газовой шапки, аномально низкого пластового давления, выбор рациональной конструкции скважины является важнейшим этапом проектирования разработки.

Конструкция скважины должна быть экономичной и обеспечивать эксплуатационную надежность, проектные уровни отбора жидкости во время эксплуатации, оптимальный режим бурения, предупреждение осложнений и аварий, охрану недр при бурении и в период эксплуатации, качественное вскрытие и разобщение пластов.

Для эксплуатации Талаканского месторождения строятся горизонтальные скважины и скважины с пилотными горизонтальными стволами.

Скважины имеют следующую конструкцию:

— направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м; цементируется до устья;

— кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 450 м; цементируется до муфты ступенчатого цементирования, устанавливаемой над зоной поглощений и встречным цементированием через межколонное пространство;

— эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается в кровлю продуктивного пласта или ниже ГНК при его наличии и цементируется до устья;

— в интервале горизонтального участка ствол не обсаживается обсадной колонной.

Данная конструкция скважин позволяет получить протяженную вскрытую мощность пласта, равную длине необсаженной горизонтальной части пласта.

Но в случае расположения горизонтальной части пласта в непосредственной близости от ГНК или ошибке в проводке ствола по пласту возможен прорыв газа в скважину, что приводит к увеличению газового фактора скважин и среднесуточного дебита скважин по газу и необходимости их последующего исключения или ограничения.

В скважинах № 179−018 и 179−029 Талаканского месторождения, запущенных в 2004 и 2007 гг., отмечалось повышенное содержание газа в продукции. Отсутствие надежных геофизических методов контроля за разработкой в горизонтальных скважинах не позволяло определить места поступления газа в скважину.

В марте 2009 г. Сургутское УПНП и КРС начало работы по капитальному ремонту скважин с установками «непрерывная труба» на Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении. Применение «непрерывной трубы» с запасованным внутрь геофизическим кабелем позволило провести комплекс геофизических исследований по определению положения газонефтяного контакта и газовых перетоков в скважинах.

Рис. 2.2 Геолого-техническая характеристика скважины № 179−018 Талаканского месторождения Рис. 2.3. Геолого-техническая характеристика скважины № 179−029 Талаканского месторождения Рис. 2.4. Геологический разрез продуктивных отложений по скважинам Западно-Талаканской, Талаканской, Восточно-Талаканской площадей

По результатам интерпретации материалов геофизических исследований установлено, что в скважине № 179−018 отмечается приток газа с забоя пилотного ствола с выходом в основной ствол через окно врезки на глубине 1318 м. В скважине № 179−029 отмечается поступление газа в интервале 1267 — 1319 м.

На основании материалов интерпретации геофизических исследований было принято решение об отключении части пилотного ствола скважины № 179−018 в интервале 1350 — 1450 м и отключении части ствола в скважине № 179−029 в интервале 1267 — 1319 м.

Работы по изоляции водопритоков и заколонных водоперетоков в обсаженных и оборудованных фильтрами горизонтальных скважинах и боковых горизонтальных стволах проводятся в ОАО «Сургутнефтегаз» с 1997 г.

Специалистами Сургутского управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (СУПНП и КРС) была разработана и внедрена технология ремонтно-изоляционных работ с установкой «непрерывная труба» и применением блокирующих гелей с заданым временем загеливания и деструкции.

Опыт работ по изоляции газопритоков в необсаженных стволах горизонтальных скважин, как и подходящих к данной ситуации технологий, у специалистов СУПНП и КРС отсутствовали. Тем не менее было принято решение о проведении комплекса работ, направленных на ограничение газопритоков в скважинах № 179−018 и № 179−029.

Проанализировав материалы геофизических и гидродинамических исследований, детально рассмотрев конструкцию скважин, особенно горизонтальной части основных и пилотного стволов, были разработаны технологии ремонтно-изоляционных работ по отключению газопритоков в скважинах № 179−018 и № 179−029.

Рис. 2.5 Схема горизонтальной добывающей скважины на осинский горизонт Талаканского месторождения В скважине № 179−018 планировалось отключение пилотного ствола установкой отсекающего цементного моста в интервале 1350 — 1450 м. При приемистости пласта более 200 м3/сут планировалось насыщение интервала установки моста вязко-упругим составом на основе полиакриламида. Во избежание расслоения цементного моста все работы при установке моста должны были выполняться с противодавлением.

Наиболее сложной операцией при проведении РИР оказался вход гибкой трубы в пилотный ствол. После пяти безуспешных попыток входа в пилотный ствол было принято решение использовать шарнир-отклонитель, используемый при проведении геофизических исследований гибкой трубой с геофизическим кабелем. С помощью отклонителя гибкая труба была допущена до забоя пилотного ствола — 1472 м. После промывки скважины нефтью труба приподнята до глубины 1450 м.

Была проведена установка цементного моста закачкой цементного раствора с одновременным подъемом «непрерывной трубы» в интервале 1450 — 1340 м. При постоянном движении гибкой трубы в интервале 1340 — 1350 м в пласт продавлено 1 м³ цементного раствора. С противодавлением в 5,0 МПа гибкая труба поднята из скважины. Скважина оставлена на ОЗЦ под давлением 5,0 МПа (с контролем затвердевания проб).

Рис. 2.6. Профили проводки скважин №№ 179−018 и 179−029 Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения После ОЗЦ в скважину была спущена «непрерывная труба» до забоя основного ствола и скважина промыта нефтью. Геофизические исследования, проведенные с применением «непрерывной трубы» с геофизическим кабелем, показали отсутствие газа в продукции.

Поставленная задача по отключению газопритока выполнена.

В скважине № 179−029 планировалось отключение нижней части ствола установкой отсекающего цементного моста в интервале 1319 — 1267 м. При приемистости пласта более 200 м3/сут планировалось насыщение интервала установки моста вязко-упругим составом на основе полиакриламида. В случае расслоения цементного раствора в интервале установки моста возможно проведения повторного цементирования.

Приемистость скважины, определенная после спуска «непрерывной трубы» до забоя, составила 475 м3/сут. Было проведено насыщение пласта технической водой и раствором полиакриламида в объеме 160 м³ и 9 м³ соответственно. Троекратным цементированием установлен цементный мост в интервале 1319 — 1256 м. Геофизические исследования, проведенные после ремонтно-изоляционных работ, показали поступление в скважину газа из оставленной части пласта в интервале 1225 — 1256 м. Дебит газа снизился с 8,44 тыс. м3/сут до 0,57 тыс. м3/сут. Цель ремонта достигнута частично, работы признаны успешными.

Результаты проведенных работ показали, что проблемы ограничения газопритоков в скважинах Талаканского месторождения решаемы существующим в ОАО «Сургутнефтегаз» оборудованием и имеющимися технологиями. Тем не менее применяемые технологии требуют дальнейшей отработки и адаптации к конкретным условиям Талаканского месторождения.

Строение Талаканского месторождения характеризуется блочной структурой, а основная особенность состоит в наличии массивных отложений мергелей и аргиллитов верхнего девона, склонных к осыпаниям. Другой распространенный вид осложнений при бурении скважин на месторождении — поглощение промывочной жидкости.

Осложнения при бурении и вскрытии глубокозалегающих продуктивных пластов и пути их преодоления побуждают специалистов «Сургутнефтегаза» уделять большое внимание разработке и внедрению новых технологий и технических средств решения проблемы эффективного освоения Талаканского месторождения.

Разрабатывается и осваивается технология первичного вскрытия на равновесии и депрессии в процессе бурения, что позволяет значительно снизить вероятность поглощений, максимально уменьшить или исключить повреждение прискважинной зоны пласта технологическими жидкостями, получать значительно большие дебиты, чем при технологиях на репрессии.

Детальное изучение процесса фильтрации в период заканчивания скважины и динамики образования зоны проникновения фильтратов технологических жидкостей позволяет:

— усовершенствовать применяемые рецептуры промывочных жидкостей;

— разрабатывать перспективные рецептуры буровых растворов, жидкостей для освоения и глушения скважин, применение которых обеспечит максимальное сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) прискважинной зоны продуктивного пласта.

Применяемые в процессе строительства скважин технологии заканчивания оказывают большое влияние на последующую эксплуатацию и обеспечение добычных возможностей пласта. По каждому месторождению на стадии разработки проектов и технологических схем разработки проводится планирование совершенствования и разработки новых технологий и технических средств, в том числе:

— технологий первичного и вторичного вскрытия пластов исходя из фактической сложности строения залежей;

— моделирование формы и содержания эксплуатационного забоя как в пространстве, так и во времени.

Для эффективного строительства горизонтальных скважин в сложных горно-геологических условиях решаются дополнительные задачи в области:

* формирования оптимальных профилей стволов скважин с целью исключения потери проходимости бурильной и обсадной колонн в неустойчивых породах;

* совершенствования промывочных жидкостей и гидравлических программ, обеспечивающих снижение размеров блокирующих зон проникновения фильтратов и качественную очистку ствола скважины от шлама;

* проводки горизонтального участка по траектории, близкой к проектной;

* устойчивости горизонтальных участков скважин по каждой отдельно взятой разбуриваемой залежи конкретного месторождения.

На основе анализа причин осложнений при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях на лицензионных участках ОАО «Сургутнефтегаз» на Талаканском месторождении разработана система автоматизированного проектирования схем кустования месторождения. Эта система аккумулировала в себя решения всех основных взаимосвязанных технико-технологических и экономических проблем, возникающих при реализации сложных систем разработки на основе проектирования бурения с применением горизонтальных и многоствольных технологий.

Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров.

Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины.

Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы. И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию. Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин. С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую. Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места. Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют.

Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод. Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов. Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном состояниях. Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров. Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы. И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию. Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин. С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую. Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места.

Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют. Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод. Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов. Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном состояниях. Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров. Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы. И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию. Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин. С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую.

Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места. Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют. Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод. Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов. Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном состояниях. Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров. Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы. И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию. Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин.

С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую. Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места. Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют. Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод. Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов. Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном состояниях. Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров. Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей.

Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы. И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию. Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин. С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую. Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места. Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют. Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод. Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов. Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном состояниях. Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров. Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы.

И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию.

Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин. С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую. Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места. Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют. Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод. Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов. Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном состояниях.

Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров. Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры. На таких картах геологи обозначают возможные участки месторождений, на которых и проводятся поисковые работы.

И только после этого начинается газовая добыча, то есть процесс извлечения газа из недр земли, его сбор и подготовка к транспортированию. Газ постоянно находится и сохраняется в герметичных конструкциях. Природный газ из недр земли извлекается с помощью, специально пробуренных, добывающих или эксплуатационных скважин. С целью укрепления стенок скважины трубы вкладываются одна в другую. Таким образом, они удобнее сохраняются и занимают намного меньше места. Для равномерного распределения давления в скважине, добывающие скважины размещают на всех территориях месторождения. Ствол скважины сначала укрепляют специальными трубами, а потом цементируют. Наверх по скважине природный газ поднимается благодаря естественной энергии. Такой газ имеет в своем составе огромное количество примесей, поэтому его сначала обрабатывают. Специальные установки комплексной подготовки газа строят около месторождений. С их помощью газ отправляется сразу на газоперерабатывающий завод. Добывать газ можно и из угольных пластов. Впервые процесс добычи газа из угольных пластов провели в США. Сегодня это стало возможным также в Австралии, Китае и Канаде. В России такой промысел тоже является перспективным из-за подходящих геологических условий и высокой газоносностью угольных бассейнов. Наиболее подходящими являются бурые и антрацитовые угли. В ходе изменения их структуры, свойств и состава под влиянием давления и температуры, в угольных пластах возникает углеводородный газ. Главным его компонентом есть метан, который может быть в свободном, растворенном состояниях. Природный газ может быть на глубине от одного до несколько десятков километров. Перед процессом добычи газа проводятся геологоразведочные работы, с помощью которых можно установить расположение его залежей. Но самый лучший способ узнать месторождение — это бурение скважины. Геологоразведочные работы начинают с геологической съемки, в ходе которой составляют геологические карты, из которых можно узнать структуру участков верхних частей земной коры.