Для цементирования промежуточных колонн применялась технология цементирования тампонажным раствором с дифференцированной плотностью: I порция - 1.50 г/см³; II порция - 1.89 г/см³. Цементирование эксплуатационных колонн на скважинах №.11, 12, 116 проводилось с использованием муфты ступенчатого цементирования (глубина установки МСЦ ~1200м), обе ступени также цементировались тампонажным раствором с дифференцированной плотностью (1.50 и 1.89 г/см³).

При цементировании эксплуатационных колонн использовался цемент класса G (Dykerhoff), для регулирования свойств тампонажного раствора использовались химические реагенты: ускоритель схватывания (хлористый кальций), замедлитель схватывания HR-5, понизитель водоотдачи Halad-447; понизитель вязкости CFR-3; в качестве облегчающей добавки использовался бентонит в количестве 2.5%. Качество цементирования эксплуатационных колонн по результатам CBL в целом удовлетворительное.

Рекомендуется продолжать проводить необходимый комплекс мероприятий, обеспечивающий качественное цементирование обсадных колонн и включающий подготовку ствола скважины, применение специальных буферных жидкостей; применение эффективных хим. реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов; выбор и обеспечение оптимального режима течения буферных жидкостей и цементных растворов в затрубном пространстве; применение технологической оснастки в необходимом количестве в соответствии с проектом на строительство скважин.

4.4.3 Анализ выполнения требований к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

4.4.3.1 Выбор и обоснование типа промывочной жидкости при первичном вскрытии

Так как продуктивные пласты вскрываются совместно с отложениями альба, апта и верхней юры, в разрезе которых содержится до 40% глин, а в неокоме более 50% аргиллитов, а также учитывая высокую глинистость самих продуктивных пластов, разделом 6 Проекта пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы, с целью максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов и предупреждения осложнений, которые могут возникнуть при первичном вскрытии, бурение продуктивных пластов необходимо производить с использованием ингибированных полимерных систем буровых растворов. Для наибольшего сохранения коллекторских свойств пласта и недопущения загрязнения коллектора в качестве утяжелителя бурового раствора и временно закупоривающего агента (при поглощениях в продуктивных пластах) рекомендуется использовать кислоторастворимый карбонат кальция.

Анализ промыслового материала по пробуренным скважинам показывает, что основные рекомендации, изложенные в разделе 6 ППЭ, при вскрытии продуктивных пластов, выполнялись не в полном объеме.

Фактически, вскрытие продуктивных пластов производилось с использованием ингибированного KCl глинистого раствора, как и рекомендуется ППЭ. Утяжеление бурового раствора происходило за счет естественной наработки твердой фазы, в основном глинистой, а не карбонатом кальция (так как в рапортах нет расхода его, а анализа твердой фазы по которому можно было бы увидеть наличие карбоната кальция в ней - не делается), что приводит к безвозвратной кольматации коллектора глинистыми частицами, и как следствие может приводить к увеличению сроков освоения скважин и ухудшению их продуктивности. Из анализа промыслового материала также видно, что при бурении в продуктивной части пласта на некоторых скважинах фильтрация бурового раствора и условная вязкость превышала проектные.

Все вышеперечисленные отклонения позволяют сделать вывод, что применяемые буровые растворы при первичном вскрытии, не в полной мере отвечают требованиям, предъявляемым к ним при вскрытии продуктивных пластов.

4.4.3.2 Выбор и обоснование типа перфорационной жидкости

Для вторичного вскрытия продуктивных пластов перфорацией, с целью сохранения их коллекторских характеристик, проектом пробной эксплуатации был рекомендован, очищенный от механических примесей водный раствор хлористых солей, обработанный неионогенными ПАВ и загущающими полимерами.

Фактически перфорацию производили с использованием водного раствора хлористого калия без добавок неионогенных ПАВ и загущающих полимеров как это рекомендовано ППЭ, но фактически применяемая технология перфорации и освоения скважин не влияет отрицательно на призабойную зону пласта.

Буровые растворы, применяемые при первичном вскрытии, не в полной мере отвечают основным требованиям, предъявляемым к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов, что может приводить к увеличению сроков освоения и к снижению продуктивности скважин.

Первичное вскрытие продуктивных пластов производить с использованием ингибированной KCl системы бурового раствора, в качестве утяжелителя использовать кислоторастворимый карбонат кальция, а не за счет выбуренной породы (песок, глина) поддерживать плотность раствора, что позволит максимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта и не повлечет снижение продуктивности скважин.

4.4.3.3 Анализ выполнения требований к методам вторичного вскрытия пластов и освоения скважин

Согласно Проекту пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы вторичное вскрытие продуктивных объектов в колонне рекомендовано производить перфораторами, спускаемыми на кабеле. После перфорации спускать насосно-компрессорные трубы. Вызывать приток пластового флюида рекомендовано свабированием с максимальным снижением уровня до глубины 1200 м.

По имеющимся промысловым данным вторичное вскрытие производили спуском перфораторов на кабеле (скважина № 11) и спуском перфоратора на насосно-компрессорных трубах (скважины №№12, 116 и 133).

После перфорации скважины перфораторами, спускаемыми на кабеле, в скважину спускали насосно-компрессорные трубы с пакером. Оборудовали устье скважины фонтанной арматурой и обвязывали трубное пространство с экологической емкостью. Вызов притока производили снижением в насосно-компрессорных трубах уровня водного раствора хлористого калия свабированием.

Для перфорации скважины перфоратором, спускаемым на насосно-компрессорных трубах, в скважину спускали перфоратор и пакер. После запакеровки оборудовали устье скважины фонтанной арматурой и обвязывали трубное пространство с экологической емкостью. Перед перфорацией для создания депрессии на пласт понижали уровень жидкости в насосно-компрессорных трубах свабированием.

Как показывает анализ промысловых данных, рекомендованная в Проекте технология лишь частично выполнена при перфорации скважины №11, а именно перфорация производилась спуском перфораторов на кабеле при репрессии на пласт. Далее работа проводилась по измененной технологии, которая не могла не привести к трудностям, которые заключались в том, что после перфорации спустили НКТ с пакером, который в проекте не рекомендован. Пакер не прошел через муфту ступенчатого цементирования. Это обстоятельство заставило при открытом интервале перфорации выполнить дополнительный объем работ по расширению проходного сечения муфты ступенчатого цементирования фрезерованием и многократному неудачному запакеровыванию.

Остальные скважины были перфорированы по выбранной Недропользователем широко известной технологии, которая в создавшейся ситуации является более предпочтительной, чем гибридная технология, примененная в скважине №11.

4.5 Выполнения проектных решений по технике и технологии добычи нефти

4.5.1 Анализ состояния применяемой техники и технологии эксплуатации скважин

Эффективность техники и технологий, применяемых на месторождении для добычи углеводородов, оценена на основе анализа состояния и характеристики работы скважин, проведенного по промысловым данным (технологические режимы, ежедневные эксплуатационные рапорта, сведения по скважинам и др.) за период с 01.04.2008 г. по 01.01.2013 г.

В анализируемый период эксплуатация осуществлялась скважинами №№2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116, 133 фонтанным способом. Режимы фонтанирования обеспечивались энергией пласта и энергией растворенного в нефти газа.

Устьевое и внутрискважинное оборудование

Согласно Проекту пробной эксплуатации (ППЭ) устье скважин должно оборудоваться фонтанной арматурой на рабочее давление 21 МПа. Фактически, на скважинах установлено следующее устьевое оборудование: для герметизации устья скважины №2 установлено наземное оборудование, состоящее из колонной головки и фонтанной арматуры УКАФК 1 65х21, скважин №№3, 4, 7, 9, 10, 12 - Crown, скважин №№116 и 133 - Corvet. Фонтанная арматура скважины №133 рассчитана на рабочее давление 35 МПа, фонтанные арматуры остальных скважин - на рабочее давление 21 МПа. Запорные устройства (задвижки) на боковых отводах приводятся в действие маховиком вручную. Изменение режима работы скважин осуществляется с помощью регулируемых штуцеров, установленных на боковых отводах фонтанной елки.

Внутрискважинное оборудование фонтанных скважин состоит из подъемников с наружным диаметром насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм. С учетом большой глубины залегания продуктивных пластов и возможной коррозии применяются НКТ с высаженными наружу концами из стали J-55 с толщиной стенки 5.5 мм (стандарт 5А АНИ), что соответствует марке Д (ГОСТ 633-80) и требованию ППЭ. Башмак колонны НКТ оборудован направляющей воронкой для проведения технологических операций (спуска измерительных приборов при проведении исследований и инструмента при ПРС), которая так же способствует улавливанию большего количества пластового газа и направлению его в колонну НКТ, улучшая режим фонтанирования. Согласно ППЭ для разобщения межтрубного пространства скважин №№2, 3, 7, 10, 12 были оборудованы пакерами. В скважины №№2, 3, 7, 10 спущены пакеры "ARROWSET" в скважину №12 пакер ПН-ЯМ-136-201. Во все скважины подъемники были спущены на глубину выше верхней границы интервала перфорации.

Анализ работы скважин

Скважина 2 была введена в эксплуатацию из консервации 27.04.2008 г. До 21.05.08 г работала почти безводной нефтью (обводнённость 0 - 0.5 %) с постепенным увеличением среднесуточного дебита жидкости с 94.0 до 211.7 м³/сут, которое было связано с увеличением диаметра штуцера с 6 до 12 мм и уменьшением забойного давления (Рзаб) с 18.5 до 15.6 МПа. В период 27.05-01.06.2008 г. на скважине проводились гидродинамические исследования методом восстановления давления. По результатам исследования пластовое давление составило 20.7 МПа. Скин-эффект составил 7.28, что свидетельствует о загрязнении призабойной зоны. После проведения исследований скважина в течении трех месяцев продолжала работать на штуцере диаметром 12 мм с неизменной обводненностью при снижении среднеуточного дебита жидкости с 211.7 до 163.3 м³/сут, и увеличении среднего газового фактора с 94.2 до 189.1 м³/м³ за счёт снижения забойного давления. В дальнейшем, до конца анализируемого периода скважина работала с постепенным увеличением режима на штуцерах диаметрами 14, 18, 31, 28, 31 мм. В этих условиях среднесуточные дебиты продолжали уменьшаться (133.6, 130.3, 129.9, 124.3, 123.3 м³/сут соответственно), газовые факторы увеличивались (352.8, 348.6, 430.2, 454.7, 486.4 м³/м³ соответственно). Обводненность изменялась в интервале 0.03-6.0 %. Таким образом, увеличение режимов работы скважины (увеличении диаметров штуцеров) с мая 2008 г. и до конца анализируемого периода из-за работы скважины с забойным давлением ниже давления насыщения (за анализируемый период забойное давление снизилось с 18.5 до 8.1 МПа), не привело к увеличению дебитов жидкости. При этом, при снижении Рзаб возможно отложение АСПО на забое скважины, из-за которых уменьшается приток нефти в скважину. Для ликвидации АСПО в наземном и подземном оборудовании в течение анализируемого периода на скважине было проведено десять обработок (по одной - в июне, июле, августе, октябре и по две - в сентябре, ноябре и декабре 2008 г.)

Скважина 3 была введена в эксплуатацию из консервации 12.09.2008 г. и в период до 21.09.2008 г. работала при увеличении режима (увеличении диаметра штуцера с 4 до 6 мм) с увеличением среднесуточного дебита жидкости с 6.7 до 20.0 м³/сут, уменьшением газового фактора со 165.0до 149.9 м³/м³ и средней обводненностью 1.1 %. В период 22-29.09.2008 г. на скважине были проведены гидродинамические исследования методом восстановления давления. По результатам исследования пластовое давление составило 20.3 МПа. Скин-эффект был равен минус 0.1, что свидетельствует о нормальном состоянии призабойной зоны. После проведения исследования при работе на штуцере 6 мм произошло увеличение обводнённости с 1.3 до 2.1 % и газового фактора со 149.9 до 733,.6 м³/м³, за счёт которого среднесуточный дебит уменьшился с 20.0 до 13.8 м³/сут. Увеличение обводнённости и газового фактора указывают на возможный прорыв газа, так как скважина работала с низким забойным давлением (6.5 МПа-23.10.2008 г.). При дальнейшем увеличении режимов (увеличении диаметров штуцеров до 10 и 14 мм) среднесуточный дебит жидкости сначала увеличился до 17.0 м³/сут (штуцер диаметром 10 мм), затем уменьшился до 8.6 м³/сут (штуцер диаметром 14 мм). При этом, средний газовый фактор сначала снизился с 733.6 м³/м³ до 322.7 м³/м³, затем увеличился до 501.5 м³/м³, обводненность изменялась в интервале 0.03-5.0 %. Т.к. скважина работала с забойным давлением ниже давления насыщения (6.5 МПа-23.10 2008 г., 5.0 МПа-25.11.2008 г., 6.8 МПа-29.12.2008 г.), это привело к образованию отложений АСПО в призабойной зоне и на стенках НКТ, что явилось причиной снижения среднесуточного дебита скважины. Для ликвидации отложений в течение анализируемого периода было проведено семнадцать обработок (одна - в октябре, по восемь - в ноябре и декабре 2008 г.).

Скважина 4 после вывода из консервации 02.05.2008 г. работала при увеличении режимов работы (увеличении диаметров штуцеров с 6 до 8 мм) с увеличением среднесуточного дебита жидкости с 70.7 до 72.5 м³/сут, увеличении газового фактора с 18.2 до 145.8 м³/м³ при средней обводненности 1.3 %.12.06.2008 г. скважина была остановлена на ПРС (смена компоновки внутрискважинного оборудования). После ремонта, в ходе которого была также проведена очистка НКТ от АСПО, при работе на штуцере диаметром 8 мм среднесуточный дебит жидкости увеличился до 73.4 м³/сут, газовый фактор увеличился до 193.2 м³/м³, при средней обводненности 4.3 %. В период 19.06-12.07.2008 г. в скважине были проведены гидродинамические исследования методом установившихся отборов и методом восстановления давления. Сначала скважина исследовалась на различных режимах (штуцерах диаметрами 8, 10, 12 мм), при этом депрессия на пласт увеличивалась (6.4, 8.5, 10.4 МПа), забойное давление снижалось (с 11.8 до 7.8 МПа). Затем на период 27.06. - 12.07.2008 г. скважина была остановлена для регистрации КВД. По результатам исследования пластовое давление составило 18.2 МПа. Скин-эффект составил 27.4, что свидетельствует о загрязнении призабойной зоны. В дальнейшем, для оптимизации работы (стабилизации забойного давления) режим работы был уменьшен - установлен штуцер меньшего диаметра (6 мм). На этом же режиме скважина работала при увеличении среднесуточного дебита жидкости с 43.0 до 55.3 м³/сут. Увеличение дебита, по видимому, связано с очисткой забоя и НКТ при ПРС от АСПО и карбонатов. В последствии, до конца анализируемого периода, режим работы менялся семь раз (устанавливались штуцеры диаметрами 8, 10, 12, 16, 31, 28, 31 мм). При этом среднесуточный дебит жидкости достиг своего максимального значения (117.5 м³/сут при работе на штуцере диаметром 28 мм. Средний газовый фактор увеличился с 93.9 до 983.1 м³/м³. Средняя обводненность составила 1.7 %. В течение анализируемого периода при работе на всех режимах забойные давления были меньше давления насыщения. Это послужило причиной выпадения АСПО из продукции скважины и осаждения их на забое и внутрискважинном оборудовании. Для удаления АСПО было проведено шестнадцать обработок (по одной - в июне и сентябре, четыре - в августе, две - в октябре, пять в ноябре и три - в декабре 2008 г.).

Скважина 7 была введена в эксплуатацию из консервации 15.08.2008 г. и до 09.10.2008 г. (55 суток) работала на штуцере диаметром 4 мм со среднесуточным дебитом жидкости 10.7 м³/сут, средним газовым фактором 742.1 м³/ м³. В период 09-28.10.2008 г. в скважине были проведены гидродинамические исследования методом восстановления давления, в результате которых пластовое давление составило 16.3 МПа. Скин-эффект составил 0.9, что свидетельствует о загрязнении призабойной зоны. После проведения исследований скважина работала при увеличении режима (на штуцерах диаметрами 15, 18 мм) сначала при увеличении средних дебитов жидкости (на штуцере диаметром 15 мм) до 13.9 м³/сут, затем при снижении среднего дебита жидкости до 9.1 м³/сут (на штуцере диаметром 18 мм). За счёт снижения забойного давления с 8.1 до 2.4 МПа средний газовый фактор увеличился с 413.9 до 865.1 м³/м³. В течение всего анализируемого периода скважина работала с забойными давлениями ниже давления насыщения и это, вероятно, послужило причиной выпадения АСПО из продукции скважины, оседания их в призабойной зоне и на стенках внутрискважинного оборудования, для удаления которых были проведены четыре обработки (по одной - в сентябре и декабре, две - в октябре 2008 г.)

Скважина 9 была введена в эксплуатацию из консервации 14.08.2008 г. и работала в течение первых девяти дней на штуцерах диаметрами 4, 6, 8 мм при изменении среднесуточного дебита жидкости (28.9, 45.5, 34.1 м³/сут соответственно), изменении среднего газового фактора (850.9, 522.5, 1039.9 м³/м³ соответственно) и средней обводненности 3.8 %. В период с 19.08-22.08.2008 в скважине провели исследование методом установившихся отборов. Скважина №9 исследовалась на 2 режимах, работая на штуцерах диаметром 6, 8 мм. При этом депрессия на пласт увеличилась с 8.7-9.7 МПа, забойное давление уменьшилось с 10.9 до 9.9 МПа. С 22.08-10.09.2008 г. скважина была остановлена для регистрации КВД, в результате чего, пластовое давление составило 19.6 МПа. Скин-эффект составил 0.4, что свидетельствует о загрязнении призабойной зоны. В последующий период скважина работала при частом изменении режимов на штуцерах диаметрами 4, 10, 4, 8, 6, 15, 18, 24, 31 мм. При этом, с увеличением режима (диаметра штуцера с 4 до 15 мм) за счёт уменьшения забойного давления с 14.4 до 5.9 МПа дебит жидкости и газовый фактор увеличились с 13.7 до 25.3 м³/сут и с 634.6 до 4796.1 м³/м³, соответственно. Следует отметить, что после увеличения газового фактора скважина, для стабилизации пластового и забойного давления, была остановлена на 13 суток. В результате, после остановки, газовый фактор уменьшился до 1348.4 м³/м³. В дальнейшем, несмотря на увеличение режима работы (диаметра штуцера до 31 мм) до конца анализируемого периода, скважина работала со снижением дебита жидкости до 10.6 м³/сут и средней обводненностью 2.2 %, с постепенным увеличением газового фактора до 2755.8 м³/м³. В течение всего анализируемого периода скважина работала с забойными давлениями ниже давления насыщения при их снижении с 14.4 до 3.3 МПа, что, вероятно, послужило причиной выпадения АСПО из продукции скважины и оседания их в призабойной зоне и на стенках внутрискважинного оборудования, и для удаления которых была проведена двадцать одна обработка (одна - в сентябре, пять - в октябре, шесть - в ноябре, девять - в декабре 2008 г.).

Скважина 10 была выведена из консервации в эксплуатацию 26.05.2008 г. и до 07.06.2008 г. работала на штуцере диаметром 6 мм при среднесуточном дебите жидкости 22.6 м³/сут, средний газовый фактор составил 262.8 м³/ м³, средняя обводненность - 0.5 %. В период 07-18.06.2008 г. скважина была остановлена для регистрации КВД, в результате чего пластовое давление составило 21.4 МПа. Скин-эффект составил минус 1.1, что свидетельствует о нормальном состоянии призабойной зоны. Давление насыщения составило 18.7 МПа. В последующий период скважина работала при изменении режимов (штуцерах диаметром 4, 10, 4, 6, 15, 8, 6, 10 мм), при этом, в основном, скважина работала на штуцере диаметром 6 мм со средним дебитом 6.3 м³/сут обводнённостью 0.5 %. Увеличение режима работы (диаметра штуцера до 10-15 мм) не привело к увеличению дебита жидкости. Газовый фактор за счёт снижения забойного давления увеличился до 786 м³/м³. В течение всего анализируемого периода скважина работала с забойными давлениями ниже давления насыщения (максимальное значение забойного давления - 15.6 МПА, минимальное - 5.9 МПа). Это, вероятно, послужило причиной выпадения АСПО из продукции скважины и оседания их в призабойной зоне и на стенках внутрискважинного оборудования и для удаления которых было проведено тридцать две обработки (четыре - в августе, три - в сентябре, шесть - в октябре, девять - в ноябре, десять - в декабре 2008 г.)

Скважина 12 после вывода из бурения 11.05.2008 г. до 09.06.2008 г. работала на штуцере диаметром 6 мм со средним дебитом жидкости 78.9 м³/сут, средним газовым фактором 132.8 м³/м³ и средней обводненностью 0.1 %. В период 10.06-01.07.2008 в скважине были проведены гидродинамические исследования методом установившихся отборов и регистрация КВД. Исследование методом установившихся отборов осуществлялось с использованием штуцеров диаметрами 6, 8, 10 мм при увеличении дебитов жидкости с 94.3 до 153.7 м³/сут и увеличении депрессии на пласт c 4.2 до 6.8 МПа. С 16.06-01.07.2008 г. скважина была остановлена для регистрации КВД, в результате чего пластовое давление составило 19.7 МПа. Скин-эффект составил 16.0, что свидетельствует о загрязнении призабойной зоны. В последующий период для регулирования добычи скважина работала при увеличении режимов на штуцерах диаметром 10, 12, 14, 18, 24, 26, 31 мм, при этом, в основном, (111 суток) скважина работала на штуцере диаметром 14 мм со средним дебитом 154 м³/сут, обводнённостью 0.1 % и увеличением газового фактора с 200.2 до 397.7 м³/м³. В течение всего анализируемого периода скважина работала с забойными давлениями ниже давления насыщения при его снижении с 15.9 до 7.4 МПа. Это, вероятно, послужило причиной выпадения АСПО из продукции скважины и оседания их в призабойной зоне и на стенках внутрискважинного оборудования и для удаления которых было проведено десять обработок (по одной - в июне и октябре, по две - в августе, сентябре, ноябре, декабре 2008 г.)

Скважина 116 была выведена в эксплуатацию из бурения 26.05.2008 г. В период с 02-09.06.2008 г. скважина была остановлена для регистрации КВД, в результате чего пластовое давление составило 20.2 МПа, скин-эффект составил 5.27, что свидетельствует о загрязнении призабойной зоны. Для регулирования добычи режимы работы скважины постепенно увеличивались (устанавливались штуцера диаметрами 8, 10, 12, 14, 18, 31 мм). При этом, с увеличением диаметра штуцера до 12 мм среднесуточный дебит жидкости и газовый фактор увеличились с 64.2 до 98.9 м³/сут и со 197.4 до 259.3 м³/м³, соответственно. В дальнейшем, несмотря на увеличение режима (диаметра штуцера до 14 - 31 мм), отмечается снижение дебита жидкости до 33.6 м³/сут при увеличении газового фактора до 427.9 м³/м³. Скважина работала со средней обводненностью 0.3 %. В течение анализируемого периода скважина эксплуатировалась при забойных давлениях ниже давления насыщения при их снижении с 8.2 до 5.0 МПа, что явилось причиной выпадения АСПО из продукции скважины и осаждении их в призабойной зоне и на стенках внутрискважинного оборудования. Для удалении АСПО было проведено двенадцать обработок (одна - в октябре, по две - в августе, сентябре, три - в ноябре, четыре - в декабре 2008 г.)

Скважина 133 была введена в пробную эксплуатацию из бурения после проведения ГРП в сентябре 2008 г. В сентябре месяце скважина №133 отработала 2 суток с дебитом нефти 2.4 т/сут и высоким газовым фактором - 10858 м³/м³, после чего была остановлена.

После пуска 03.12.2008 г. скважина работала один день на штуцере диаметром 8 мм с дебитом жидкости 7.7 м³/сут, газовым фактором 6031.8 м³/м³ и обводненностью 26.8 %. После проведения парафиноочистки (04.12.2008 г.) на скважине были проведены гидродинамические исследования: МУО (04-08.12.2008 г.) и КВД (08-20.12.2008 г.). Исследования методом установившихся отборов проводились на трех режимах - штуцерах диаметром 6, 8, 10 мм при увеличении депрессии на пласт (1.2, 2.8, 4.3 МПа соответственно). В результате остановки скважины для регистрации КВД, пластовое давление составило 15.0 МПа. Скин-эффект составил 0.6, что свидетельствует о загрязнении призабойной зоны. После проведения исследования до конца анализируемого периода скважина работала на штуцерах диаметром 8, 10 мм. При этом среднесуточный дебит жидкости уменьшился незначительно с 10.2 до 9.1 м³/сут, средний газовый фактор уменьшился с 18092 до 9411 м³/м³, средняя обводненность составила 7.0 %.

Выводы

§ Устьевое оборудование (фонтанная арматура) и внутрискважинное оборудование (НКТ, воронка, пакер) фонтанных скважин, глубина спуска подъемников отвечают условиям эксплуатации скважин и требованиям Проекта пробной эксплуатации месторождения

§ Согласно ППЭ, скважины должны эксплуатироваться с забойным давлением равным давлению насыщения или ниже его на рекомендованную величину (15% от Рнас), что в среднем составляло 16.74 МПа. Фактически все скважины эксплуатируются с забойным давлением гораздо ниже рекомендованного.

§ В большинстве случаев при увеличении режима работы скважин (увеличении диаметра штуцера) из-за увеличения депрессии на пласт происходит увеличение дебита газа (это подтверждается увеличением газовых факторов), что приводит к снижению дебитов жидкости.

§ Регулярное проведение работ по очистке подъёмника и скважины (ОГН, ОГВ и шаблонирование) от отложений АСПО способствовали увеличению пропускной способности подъёмника и, как следствие, увеличению дебита жидкости.

Рекомендации

§ Продолжить эксплуатацию скважин фонтанным способом до прекращения фонтанирования.

§ В скважинах с положительным скин-эффектом (№№2, 4, 7, 9, 12, 116, 133) необходимо провести обработку призабойной зоны.

§ Для стабилизации забойных давлений необходимо во всех скважинах уменьшить режим работы (уменьшить диаметр штуцера до 10 мм).

§ Продолжить регулярное проведение обработок горячей нефтью, горячей водой и шаблонирования для очистки скважины и подъёмника от отложений АСПО.

§ При прекращении фонтанирования, согласно ППЭ, скважины перевести на механизированный способ эксплуатации с использованием установок ВШНУ.

§ Насосы рекомендуется подбирать в соответствии с добывными возможностями скважин и устанавливать оптимальные режимы их работы.

4.5.2 Анализ выполнения мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, эффективность ремонтно-изоляционных работ (РИР)

Парафиноотложения

При эксплуатации скважин в процессе пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы возможны осложнения, связанные с отложениями асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) во внутрискважинном и наземном оборудовании системы сбора и подготовки нефти. Нефть месторождения Северный Нуралы относится к высокопарафинистым, содержание парафинов - 10.8%, асфальто-смолистых веществ - 5.8 %, температура плавления парафина 58.5⁰С, температура застывания +15⁰С (см. раздел 2.3).

С целью определения образования первых кристаллов парафина на стенках НКТ проведены аналитические расчеты. Для расчета выбраны скважины №№ 2, 10 с дебитами 121 т/сут и 6.3 т/сут соответственно, эксплуатирующиеся фонтанным способом. При снижении температуры нефти до точки выпадения первых кристаллов парафина начинается процесс парафинизации лифтовых труб. Поскольку для плавления парафина требуется поглощение тепла парафином, то и обратный процесс - кристаллизация парафина будет происходить с выделением тепла. Это тепло, выделяемое постоянно в процессе кристаллизации парафина учитывается в коэффициенте теплоемкости нефти, который для нефти с содержанием парафина до 12% будет равен 2.5 Вт*с/кг*^оК.

Температура выпадения первых кристаллов парафина из нефти определяется по формуле:

(1)

где: Т_{к -} температура кристаллизации парафина, ^оК;

Г - геотермический градиент, ^оК/м рассчитываемый по формуле:

(2)

где: Т_{з -} температура на забое скважины, ^оК;

Т_{20 -} температура на глубине 20 метров от устья скважины;

- глубина подвески НКТ, м;

- теплоотдача в скважине, определяется по формуле:

(3)

где: К - коэффициент теплоотдачи, Вт/м^2,d - внутренний диаметр НКТ, м;

g - дебит скважины кг/сек;

С - теплоемкость нефти при наличие парафина Вт*с/кг^оК

Согласно проведенным расчетам температура выпадения первых кристаллов парафина на скважинах № №2, 10 составляет 31^оС и 18^оС соответственно.

Для скважины №2 глубина наиболее интенсивного парафиноотложения при дебите 121 т/сут в интервале глубины 99 м от устья скважины.

Для скважины № 10 глубина наиболее интенсивного парафиноотложения при дебите 6.3 т/сут в интервале глубины 209 м от устья скважины.

Предполагаемая возможность выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности подземного оборудования подтверждается анализом промыслового материала.

При добыче высокопарафинистых нефтей одной из причин, снижающих эффективность эксплуатации скважин, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), которые откладываются на поверхности нефтепромыслового оборудования. Образование АСПО приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

Для предотвращения этого необходимо проведение различного рода мероприятий по предупреждению и устранению последствий образования отложений.

Для удаления образовавшихся на поверхности НКТ и выкидных линиях отложений рекомендуется проводить профилактические обработки горячей нефтью и парафиноочистки с использованием механических скребков различной модификации.

На месторождении Северный Нуралы в период с 01.06.2008 по 01.01.2009 гг. с целью очистки внутрискважинного оборудования от парафиноотложений было проведено 123 профилактических обработки на 9 скважинах: 1 совместная обработка горячей нефтью с парафиноочистками и 122 парафиноочистки.

Эффективная эксплуатация нефтепромыслового оборудования характеризуется величиной межочистного периода работы скважин (МОП), т.е. отрезком времени между очистками. Для определения эффективности проводимых профилактических мероприятий проанализированы данные по количеству обработок на скважинах и на основании анализа рассчитан межочистной период работы скважин (МОП):

Межочистной период работы скважин рассчитывается по формуле:

где: Т - сумма времени, отработанного скважинами;

N - суммарное количество обработок за расчётный период времени.

Результаты анализа обобщены и представлены в таблицы 4.5.1.

Таблица 4.5.1 - МОП работы скважин за период с 01.06.2008г по 01.01.2013г

В среднем межочистной период МОП составляет 13 сут.

Гидроразрыв пласта

23.08.08г. на скважине № 133 был проведён гидроразрыв пласта (мини ГРП + основной ГРП). Работы были проведены по технологии подрядчика специалистами компании ТОО "Трикан". Гидроразрыв пласта проводился с применением гелевого раствора, приготовленного на водной основе. В качестве расклинивающего агента использовался пропант Fores ForeProp 16/30 и Optiprop RCP 16/20. Средняя скорость закачки рабочих жидкостей составила 2.6 м³/мин.

При приготовлении гелевого раствора применялись:

WG-1 (гелант) при концентрации 3.0 кг/м³

СС-1 (стабилизатор глин) при концентрации 2 л/м³

S-2 (понизитель трения) при концентрации 2 л/м³

WХВ-8 (сшиватель) при концентрации 4.0 л/м³

WВО-1 (деструктор) при концентрации 1.0 кг/м³

Дизтопливо при концентрации 3 л/кг

После двух дней работы скважина переведена в бездействующий фонд из-за высокого газового фактора.

Выводы и рекомендации:

На скважине №133 проведён гидроразрыв пласта (ГРП). После двух дней работы скважина была остановлена (высокий газовый фактор).

Для предупреждения осложнений, связанных с парафинизацией промыслового оборудования провести лабораторные испытания по подбору эффективных и экономически выгодных ингибиторов парафиноотложений и технологии их закачки.

Анализ текущей коррозионной активности добываемых флюидов по отношению к углеродистой стали (УС)

На месторождении Северный Нуралы из агрессивных газов в добываемых флюидах присутствует только СО₂, оценка степени воздействия которого на углеродистые стали (УС) подземного оборудования (ПО) скважин определяют по парциальному давлению - рCO₂. Парциальное давление CO₂ в скважинах достигает величины 0.187 МПа, при давлении насыщения нефти газом 18.7 МПа и содержании CO₂ в газе на уровне 1,0 %. Степень углекислотной коррозии можно оценить в соответствии с классификацией АНИ: когда парциальное давление находится в пределах 0.048 МПа Р (СО₂) 0.206 МПа - коррозия УС в скважине возможна.

Без присутствия воды углекислый газ при контакте со сталью не оказывает на неё практически никакого влияния. Растворимость CO₂ в воде зависит от температуры, парциального давления и растворённых в воде солей. Растворяясь, СО₂ образует в водных растворах угольную кислоту, диссоциирующую на ионы водорода и бикарбоната. Углекислотная коррозия УС может возникать только в условиях растворения СО₂ в водной фазе добываемой ГЖС и при условии когда вода смачивает поверхность металла подземного оборудования скважин.

Коррозионная активность ГЖС по отношению к УС в добывающих скважинах определяется отсутствием в составе добываемой продукции: СВБ, сероводорода, кислорода и не высоким парциальным давлением СО₂, при низком уровне обводнённости нефти (средняя текущая обводнённость меньше 2 %). Скорость коррозии (СК) подземного оборудования добывающих скважин, выполненных из углеродистых сталей, может быть, в настоящее время, не более 0.1 мм/год. Кроме того, в составе добываемой нефти определено значительное количество асфальто-смолистых веществ, до 5.8 % по массе, асфальтены являются природными ингибиторами коррозии УС.

Активизация процессов коррозии подземного оборудования добывающих скважин может возникать в случае применения каких-либо методов по интенсификации добычи скважины: проведение СКО, различных промывок и обработок скважин.

Сбор и подготовка нефти

В настоящее время инфраструктура по сбору и подготовке нефти на месторождении отсутствует. Для подготовки добытая нефть автотранспортом доставляется на месторождение Кумколь. Для реализации проекта пробной эксплуатации ведутся проектные работы по обустройству системы сбора и транспорта добываемой продукции.

Сбор нефти будет осуществляется по лучевой - однотрубной герметезированной системе. Низкий уровень коррозии оборудования и трубопроводов в период пробной эксплуатации будет определяться отсутствием в составе вод коррозионно-агрессивных веществ: СВБ, сероводорода, кислорода, низким содержанием СО₂ и низкой обводнённостью продукции.

В последующие периоды разработки месторождения в условиях высокой обводнённости нефти (более 50%) и расслоенного режима транспорта, а также в условиях присутствии в среде механических примесей возможно возникновение локальной коррозии промысловых нефтепроводов вдоль нижней образующей - ручейкововая коррозия. Ручейковая коррозия зависит от рельефа местности и чаще возникает на восходящих и горизонтальных участках нефтепровода. Транспорт обводнённой нефти с помощью мультифазных насосов может создать антикоррозионный - эмульсионный режим транспорта обводнённой нефти по нефтепроводу.

Система подготовки воды и ППД

В настоящее время система ППД на месторождении отсутствует. В будущем, при создании установок подготовки воды и ППД могут возникнуть проблемы коррозии оборудования и трубопроводов в этих системах. Электрохимическая коррозия внутренней поверхности оборудования и трубопроводов подготовки воды и ППД может возникать в условиях попадания кислорода в пластовую или сточную воду промыслов. В пластовой и сточной водах, обычно, присутствуют механические примеси которые могут инициировать локальные коррозионные процессы в системах подготовки воды и ППД: эрозионную, контактную, щелевую, ручейковую и др.

Подземная коррозия

Подземной коррозии, в зависимости от состава грунтов, могут быть подвержены все подземные трубопроводы и оборудование, изготовленные из углеродистой стали. Коррозия может возникать на оборудовании с антикоррозионным покрытием, без катодной защиты, в условиях специфического химического состава грунта, содержащего нитраты, карбонат ионы, бикорбанаты. Для полной защиты от подземной коррозии необходимо применение комбинированной защиты: химически стойкое покрытие металлической поверхности и катодной защиты. Поляризация поверхности металла в порах и дефектах покрытия с помощью установки катодных станций или протекторов, обеспечивающих защитный потенциал поляризуемой поверхности металла не менее - 0.85 В (по отношению к медносульфатному электроду сравнения). При катодной защите с потенциалом от - 0.67 до - 0.83 В может происходить разложение бикорбаната с выделение водорода. При потенциале от - 0.95 В до - 1.5 В проявляется окислительная реакция с деятельностью микроорганизмов. При защитном потенциале отрицательнее - 1.12 В начинается разложение воды. Безопасный интервал катодной защиты от - 0.85 В до - 0.95 В.

Выводы и рекомендации

1. Рекомендации по коррозии изложенные в ТС ППЭ в основном выполняются.

2. Коррозионная активность ГЖС по отношению к УС подземного оборудования добывающих скважин невысокая и определяется:

отсутствием в составе ГЖС коррозионноагрессивных веществ: сероводорода, СВБ, кислорода и низким содержанием СО2;

низкой обводнённостью и присутствием в составе добываемой продукции природных ингибиторов коррозии стали - асфальтенов.

3. Рекомендуется вновь вводимые промысловые нефтепроводы и водоводы из углеродистых сталей оборудовать камерами пуска и приёма очистных устройств.

4. Проекты обустройства установок подготовки сточной воды и ППД должны обеспечивать герметичность систем от проникновения кислорода воздуха.

5. Защиту наружной поверхности подземного оборудования и трубопроводов проводить в соответствии СТ РК ГОСТ Р 51164-2005 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

6. Для проведения работ по интенсификации добычи скважин рекомендуется использовать комплект передвижной установки гибких труб.

4.6 Анализ системы сбора и промысловой подготовки нефти