Технология эксплуатации скважин месторождения Акшабулак Восточный

Учитывая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 20.5%, а также тот факт, что на 01.01.11 отбор от извлекаемых запасов нефти составил 44%, незначительное снижение пластового давления подтверждает высокую активность законтурных вод, и наличие активного упруго-водонапорного режима, который на данном этапе разработки обеспечивает более 70% компенсации отбора.

Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. На 01.01.11 разница составила 11.35 МПа. Это позволяет вести эксплуатацию данного горизонта при забойных давлениях выше давления насыщения довольно длительное время (возможно выработку извлекаемых запасов нефти).

Начальное пластовое давление горизонта Ю-II составило 19.9 МПа, что свидетельствует об изолированности резервуаров Ю-II и Ю-III друг от друга. В процессе длительного испытания скважина № 34 работала в течение 8 месяцев, в результате чего наблюдается снижение пластового давления на 1 МПа. Текущее пластовое давление составило 18.9 МПа.

Разработка месторождения будет проводиться с использованием системы ППД. Закачка воды будет осуществляться одной из скважин после перевода её из добывающего фонда. Для поддержания пластового давления, в связи с отсутствием поверхностных водоёмов, будет использоваться альб-сеноманская вода из пробуренной водозаборной скважины и попутно-добываемая вода.

Пластовые воды продуктивного горизонта верхней юры, согласно [1] хлоркальциевого типа с минерализацией 80-94 г/л. По данным лаборатории Витце (Германия) обнаружено наличие бария и стронция в пластовой воде продуктивной залежи месторождения Акшабулак-Центральный. Для Ю-III подтверждено, что барий присутствует в пределах 4.5- 5.8 мг/л, а стронций в пределах 233-424 мг/л.

Рекомендованная для закачки альб-сеноманская вода сульфатно-натриевого типа с минерализацией 3 г/л. Совместимость пластовой и закачиваемой вод подтверждена исследованиями экспертной системы ФРОККИ немецкого научного общества для нефти, газа и угля (ДГМК).

С учётом характеристики основных технологических показателей горизонта Ю-III и основного фонда скважин по 3 варианту разработки месторождения Акшабулак Восточный (таблицы 4.5 и 4.6) проведён расчёт технологических показателей работы нагнетательных и водозаборной скважин, приведённый в таблице 6.4.1. Расчёт проведён по результатам испытаний в скважине Акш-1, приведенным в таблице 2.15.

Мощности сооружений системы ППД должны быть рассчитаны в соответствии с приведёнными уровнями закачки воды и с учётом надёжной работы в соответствующем климатическом поясе.

Предварительную очистку от механических примесей предусматривается проводить на водозаборной скважине. Дальнейшую дополнительную подготовку воды (тонкую очистку) предлагается осуществлять путем ее фильтрации через фильтровальную установку.

Таблица 2.15 Технологические показатели работы нагнетательных и водозаборной скважин

Годы	Фонд скважин	Годовая закачка воды, тыс м3	Годовая добыча воды, тыс м3	Приёмистость нагнетательной скважины, м3/сут
	Нагнетательных	Водозаборных		Сточной	Альбсеноманской
2012	2	1	68.2	118.0	0	186.7
2013	2	1	148.0	82.2	65.8	202.7
2014	2	1	130.0	94.3	35.7	178.0
2015	2	1	117.2	97.9	19.4	160.6

При необходимости ввода ингибиторов на трубопроводе после фильтров предусмотреть врезки для дозировочных установок, через которые осуществляется подача химических реагентов - ингибитора солеотложений, кислородопоглотителя и бактерицида. Одна врезка запасная.

Обработанная реагентами и отстоянная вода насосом высокого давления закачивается в нагнетательную скважину.

Основной причиной образования неорганических отложений является перенасыщенность раствора в результате изменения термодинамического состояния среды или смешения несовместимых вод. Перенасыщенность раствора приводит к частичному выкристаллизовыванию твердой фазы непосредственно на стенках оборудования и свободному выпадению твердой фазы в потоке с последующим осаждением взвешенных частиц на внутренних поверхностях соприкасающейся с потоком продуктивной породы.

В целом солевые осадки имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. Как правило, в минеральной части из нерастворимых солей встречается карбонат кальция, гипс, барит.

Выпадение карбонатов в основном происходит при росте температуры и при смешения несовместимых вод.

Осадки сульфатных солей образуются главным образом под влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород.

Из всего вышесказанного следует, что до начала закачки необходимо провести исследования на стабильность и совместимость пластовой, сточной и предполагаемой для закачки альб-сеноманской воды.

Содержание кислорода нормируется величиной менее 0.5 мг/л. Такой предел установлен исходя из минимальных коррозионных повреждений промыслового оборудования. При коррозионной активности закачиваемой воды свыше 0.1 мм/год необходимо предусмотреть мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.

Содержание сероводорода и СВБ в воде не допускается. СВБ часто присутствуют в подземных и поверхностных водах и, попадая вместе с закачиваемой водой в нефтяные пласты, они с другими типами бактерий образуют биоценоз, продуктами жизнедеятельности которого являются сероводород и углекислый газ. Сероводород резко увеличивает скорость коррозии металла и снижает срок службы наземного и подземного оборудования.

К числу факторов, осложняющих эксплуатацию системы ППД, можно отнести низкую, не соответствующую проектной приёмистость нагнетательной скважины. Коллекторы горизонта Ю-III представлены слоями песчаников, гравелитов, глин и известняка с карбонатным цементом [1]. С учётом геолого-физической характеристики для увеличения приёмистости рекомендуется проведение солянокислотной обработки.

Выводы и рекомендации. В целях предотвращения возможных осложнений, связанных с выпадением солей, активизации коррозионных процессов и развитию сульфатредукции в нефтяном пласте рекомендуется до начала закачки провести комплексные исследования на стабильность, совместимость, коррозионную активность и содержание СВБ пластовой, сточной и предполагаемой для закачки альб-сеноманской воды.

На основе исследований определить виды и дозировки химреагентов, подаваемых в закачиваемую воду.

Для осуществления ППД предлагается предусмотреть систему прямой закачки воды от водозаборной скважины в нагнетательную с предварительной очисткой от механических примесей на водозаборной скважине.

При необходимости ввода ингибиторов на трубопроводе после фильтров предусмотреть врезки для дозировочных установок и обработанную реагентами и отстоянную воду насосом высокого давления закачивать в нагнетательную скважину.

2.2 Техника и технология добычи нефти и газа

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Выбор способа добычи нефти основывается на результатах анализа условий эксплуатации и исследований скважин, с учётом геолого-промысловой характеристики продуктивных пластов, физико-химических свойствах флюида, технологических показателей и условий разработки, рекомендованных в настоящем проекте нефтяного месторождения Акшабулак Восточный. Эксплуатация на месторождении продуктивных горизонтов Ю-III и Ю-II осуществляется фонтанным способом скважинами 33 и 34. Скважину 2 перевели в наблюдательный фонд по причине отсутствия фонтанного притока из-за обводнения скважинной продукции, после неоднократных работ по изоляции водопритока.

Подземное оборудование скважин 33 и 34 состоит из спущенных насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубину 1982 и 1879 метров диаметром 73 мм с толщиной стенок 5.51 мм, изготовленных из стали марки J-55. Башмак фонтанных лифтов оборудован направляющей воронкой, спущенные на 16 и 39 метров выше верхних отверстий перфораций.

Устье скважин 33 и 34 оборудовано фонтанной арматурой фирмы CAMERON на рабочее давление 21 МПа.

Скважина 33 ввелась в пробную эксплуатацию в июне 2009 года. При длительном испытании по сентябрь 2009 года скважина фонтанировала на штуцерах диаметром от 8 до 13 мм с дебитом безводной нефти от 111 до 176 м³/сут при давлении на буфере от 1.2 до 1.8 МПа. Замер забойного давления (21.06.2009 года) составил 15.8 МПа. С октября 2009 года до ноября 2010 года скважина стабильно добывала на штуцере диаметром 16 мм с дебитом безводной нефти от 175 до 240 м³/сут при устьевых давлениях от 10 до 12 МПа. Замер забойного давления (21.07.2010 года) составил 14.3 МПа. На дату анализа скважина эксплуатируется на штуцере диаметром 18 мм с дебитом безводной нефти 230 м³/сут при устьевом давлении 0.6 МПа.

Скважина 34 ввелась в эксплуатацию в апреле 2010 года. Три месяца скважина фонтанировала на штуцерах диаметром 8 и 10 мм. При эксплуатации на штуцере диаметром 8 мм скважина начала фонтанировать безводной нефтью с дебитом 85 м³/сут при устьевом давлении 2.4 МПа. В последующем дебиты снизились до 63 м³/сут со снижением устьевых давлений до 1.9 МПа. В скважинной продукции отмечено содержание воды до 2.5 %. С увеличением режима скважина добывала на штуцере диаметром 10 мм. Дебиты жидкости снизились с 90 до 71 м³/сут со снижением устьевых давлений с 1.3 до 0.9 МПа. Обводненность составила 14 %. С октября и до конца анализируемого периода скважина эксплуатировалась с увеличением режимов, однако дебиты жидкости снизились с 95 до 65 м³/сут. Устьевые давления снизились до 0.2 МПа, обводненность увеличилась до 40 %.

По рекомендованному 3 варианту до конца срока реализации Технологической схемы добывающий фонд составит девять скважин и в течение первых двух лет (2011 и 2012 годы) все скважины будут переведены на механизированный способ эксплуатации. Показатели эксплуатации скважин, включающие ввод новых скважин, фонд скважин по способам, их дебиты по жидкости и обводнённость приведены в таблице 2.16.

Расчет и обоснование минимальных давлений фонтанирования

Большой запас по депрессии в скважинах Ю-III горизонта при давлении насыщения 6.55 МПа и пластовом давлении 18 МПа позволяет эксплуатировать скважины с обеспечением планируемых дебитов и забойными давлениями не ниже давления насыщения, соответствующему ограничению, предусмотренному "Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК".

Подъём скважинной продукции при фонтанном способе добычи на нефтегазовых месторождениях происходит за счёт энергии пласта (при условии поддержания пластового давления) и газа, выделяющегося из нефти в стволе скважины. Для условия фонтанирования необходимо, чтобы средний объём свободного газа, приходящийся на единицу массы жидкости (Г_эф) был больше или равен удельному расходу газа, и при работе подъёмника на оптимальном режиме забойные давления обеспечивали бы необходимую депрессию для получения проектного дебита. Для расчёта условий фонтанирования при забойных давлениях выше давления насыщения приняты значения физико-химических свойств флюида и характеристика продуктивного Ю-III горизонта, так как данный горизонт наиболее благоприятен для условий фонтанирования по сравнению с горизонтом Ю-II.

Таблица 2.16 Показатели эксплуатации скважин

Способ
эксплу-	Параметры			Годы
атации		2011	2012	2013	2014	2015
Ф	Ввод нов. скважин	1	2
О	Выбытие
Н	Средний эксплуата -	4	2
Т	ционный фонд, скв.
А	Средний дебит по	72.28	68.1
Н	жидкости, т/сут
	Обводнённость, %	30.61	42.7
	Ввод нов. скважин			1
	Ввод скважин		4	1
У	Выбытие
Э	Средний эксплуата -	3	7	9	9	9
Ц	ционный фонд, скв.
Н	Средний дебит по	72.35	67.98	62.6	50.8	39.6
	жидкости, т/сут
	Обводнённость, %	30.68	42.8	49.49	59.78	90.55

На рисунке 2.5 приведены предельные условия фонтанирования (минимальные забойные давления) в подъёмниках диаметром 73 мм, с нулевой, средней и максимальной обводнённостью продукции (0 %, 30 % и 55 %). Как видно из графика, условия фонтанирования в НКТ диаметром 73 мм для обеспечения проектного дебита (создания необходимой депрессии на уровне 1.2 МПа) при существующей продуктивной характеристике пласта (раздел 3.1) возможны с устьевыми давлениями от 0.2 МПа при 55 % обводненности до 2 МПа при 0 % обводненности. Максимальные и минимальные устьевые давления ограничиваются обеспечением планируемых дебитов и продвижением продукции в систему сбора.

Обоснование режимов фонтанирования

Определение и установление оптимальных режимов фонтанирования скважин, основано на проведении гидродинамических расчётов движения газожидкостного потока в подъёмных трубах. В данном случае расчёт фонтанного подъёмника основан на графическом методе, в котором на основе кривых распределения давления Р=f (Н) в колонне НКТ, строятся характеристические кривые работы подъёмника (изменение давления на забое скважины при фиксированных устьевых давлениях с учётом характеристики пласта и флюида).



Рисунок 2.5. Зависимость минимальных забойных давлений фонтанирования от давления на устье по горизонту Ю-III

Рисунок 2.6. Согласование работы пласта и подъёмника (НКТ 73 мм)

Расчёт характеристических кривых проведён по общеизвестной методике, с использованием корреляционных коэффициентов для адаптации её к условиям эксплуатации месторождения.

На рисунке 2.6, приведён график согласования работы пласта и подъёмника диаметром 73 мм для устьевого давления, определённого по условию фонтанирования. На графике характеристическая кривая пересекаются с индикаторной линией (кривой притока) в точке определяющей забойное давление и дебит при соответствующих значениях устьевого давления (режим работы скважины). Для расчёта кривой притока приняты значения проектного коэффициента продуктивности скважин при текущем пластовом давлении - 18 МПа. Как видно из графика, согласование работы пласта и подъёмника для проектных средних дебитов скважин (2011 и 2012 годы) осуществляется при забойном давлений 16.8 МПа и устьевом давлении 2.15 МПа. С увеличением обводненности минимальные забойные давления фонтанирования в скважинах соответственно будут увеличиваться. Режим работы скважин устанавливается устьевым давлением с использованием штуцеров. Как видно из графика, фонтанный подъёмник диаметром 73 мм обеспечивает планируемые дебиты при работе на оптимальных режимах.

Устьевое и внутрискважинное оборудование фонтанных скважин.

Технологическим условиям эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный соответствует существующая фонтанная арматура CAMERON по классификации АНИ или соответствующая ей по ГОСТ 13846-84, фонтанная арматура АФК-3-65-210 на рабочее давление 21 МПа (3000 PSI), с проходным диаметром стволовой части ёлки 65 мм и проходным диаметром боковых отводов 65 мм, с ручным способом управления запорными устройствами (задвижками). Ствол фонтанной ёлки должен быть оборудован двумя запорными устройствами. Боковые отводы арматуры оборудованы запорными устройствами и регулируемыми штуцерами. Подвеска НКТ осуществляется на резьбе переводника трубной головки. Компоновка устья скважины должна включать также систему нагнетания для ввода ингибитора парафиноотложений на выход фонтанного клапана, чтобы избежать затвердевания парафиновых осадков в выкидных линиях, особенно в зимнее время.

Компоновке фонтанного лифта соответствуют применяемые НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенок 5.5 мм и спуском до интервала перфорации. На месторождении целесообразно применять трубы с высаженными наружу концами, марки К (исполнение А ГОСТ 633-80) или J-55 (стандарт 5А АНИ) из нелегированных или низколегированных сталей. Выбор одноступенчатой компоновки лифтовой колонны и её размер основаны на том, что они обеспечивают:

максимальную отдачу скважины;

успешное проведение необходимых геофизических исследований;

возможность проведения при необходимости прямых и обратных промывок с использованием гибких труб, без проведения подземного ремонта без подъёма НКТ.

Глубина спуска насосно-компрессорных труб до интервала перфорации для скважины обусловлена необходимостью сохранения скорости потока с выносом с забоя жидкости.

Башмак колонны оборудуется воронкой или крестовиной для посадки измерительных приборов при исследовании и инструмента при подземном ремонте.

Обоснование выбора механизированного способа добычи.

С начала и до конца Технологической схемы разработки месторождения Акшабулак Восточный предусмотрена эксплуатация скважин механизированным способом. При прекращении фонтанирования скважины, или в случае не получения фонтанного притока, или нерентабельности этого способа, рекомендуется применить механизированный способ добычи с использованием погружных электроцентробежных насосов (ПЦЭН). Эти установки для скважин являются наиболее рациональными и экономически выгодными, так же значения проектных дебитов лежат в области применения данных насосов.

Электроценробежные насосы выпускаются многими фирмами и являются в последнее время прогрессивным способом для механизированной добычи нефти. Все ПЦЭН имеют широкие рабочие диапазоны, например, фирма РСМ/MOINEAU предлагает насос с большим диапазоном производительности от 10 м³/сут до 1500 м³/сут при максимальном числе оборотов 1500 об/мин и напоре от 300 до 2500 метров. Насосы могут использоваться в агрессивной среде, в скважинах с высокой водной фракцией (до 90%), с большим содержанием солей (до 180000 ррм), с содержанием 12% СО₂ + 3% в газе. Выбор насоса производят по развиваемому напору с учётом статического уровня, депрессии, напора теряемого на трение и сопротивление при движении жидкости и с учётом давления в системе сбора. Электроценробежные насосы по своей специфике (глубине спуска, допустимым физико-химическим свойствам перекачиваемого флюида и др.) соответствуют условиям эксплуатации скважин месторождения. Особыми преимуществами электроцентробежных насосов являются:

· небольшие капиталовложения по сравнению с СШНУ и другими традиционными системами (капитальные расходы 50-25% расходов на обычные насосы), согласно размеру, в силу простоты конструкции и незначительности размера приводной головки;

· насос эффективный, так как производственные расходы при его эксплуатации значительно меньше. Практика применения этих насосов показывает, что энергии экономится 60-70% относительно обычных установок.

· стоимость установки минимальная: система в целом может устанавливаться и обслуживаться бригадой скважины;

· в скважине работает только одна вращающаяся деталь, и как следствие малый износ и малый объём работ по техническому обслуживанию;

· постоянные напряжения в трубах при минимальных их колебаниях уменьшают риск усталостных разрывов и обрыва штанг;

· возможность выбора эффективного эластомерного материала с учётом свойств добываемой жидкости с выполнением тестов на сопоставимость;

· песок нагнетается очень эффективно благодаря эластичности материала статора и механизму нагнетания (допускается работа насоса с большим содержанием мехпримесей);

· отлично приспособлены для откачки средней, тяжёлой и абразивной нефти, а также эффективны в наклонных и горизонтальных скважинах;

· непрерывная подача упрощает методику проведения измерений и контроля.

Выбор модели электроценробежного насоса основывается на условиях эксплуатации месторождения (кривизны скважин, наличия газа, мехпримесей, углекислого газа и др). Первоначально, выбранная модель электроцентробежного насоса должна обеспечивать расчётный дебит с использованием приводной системы, отвечающей необходимым требованиям по высоте подъёма жидкости, крутящему моменту, нагрузке и скорости. Регулировка скорости для вывода системы на заданный режим и достижения её стабильной работы должна проводиться по каждой скважине отдельно, с контролем параметров уровня жидкости, противодавления уровня потока и дебита. Выбор типа насоса, эластомера, штанг и другого оборудования для комплектации УЭЦН проводится согласно представленной недропользователем характеристики месторождения и технологических параметров работы скважин.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Парафиноотложения. При эксплуатации месторождения Восточный Акшабулак вероятны осложнения связанные со специфической особенностью нефти, это содержание в ней твёрдых углеводородов - парафина -13.71%, смол - 8.7%, асфальтенов - 0.97%. [1]

В процессе добычи, при изменении режима работы скважин, могут возникнуть предпосылки к образованию отложений в промысловом оборудовании.

По мере продвижения добываемой продукции от забоя к устью меняются термобарические условия. Происходящие процессы уменьшают растворяющую способность нефти по отношению к тяжёлым фракциям, как парафин и смолы, которые выделяются в виде кристаллов, образуя твёрдую фазу. Следовательно, есть вероятность выпадения парафина в стволе скважины. Поэтому, при возникновении проблем свидетельствующие о парафинизации подземного оборудования предлагается использование методов борьбы с АСПО, которые позволят решить вопросы направленные как на предупреждение образования, так и на удаление уже образовавшихся отложений.

Наличие отложений подтвердилось в процессе эксплуатации скважины 2. В октябре 2008г. на ней обнаружены отложения.

В настоящее время эксплуатация добывающих скважин на месторождении ведётся без осложнении, связанных с парафинизацией нефтепромыслового оборудования.

Для предупреждения образования АСПО необходимо предусмотреть ингибирование продукции скважин химическими реагентами.

Ингибитор парафиноотложений, обладая поверхностно-активными свойствами, влияет на начало кристаллизации, стабилизирует кристаллическую фазу и предупреждает осаждение асфальто-смоло-парафиновых веществ на поверхности, имеющей центры кристаллизации. В процессе добычи нефти под действием ингибитора происходит не только формирование мелкодисперсной суспензии АСПО, но и ингибирование внутренней поверхности оборудования. Применение химических реагентов предусматривает непрерывную подачу ингибитора дозировочными насосами. Выбор наиболее эффективного и экономически выгодного ингибитора парафиноотложений и технология их закачки проводится на основе проведения лабораторных исследовании.

В случае выявления скважин осложнённых АСПО, удаление их проводить:

а) тепловым методом - основанным на расплавлении асфальто-смоло-парафиных отложений горячей нефтью (90-120⁰С);

б) обработка НКТ углеводородными растворителями - дизтопливо, газовый конденсат, газовый бензин. Механизм действия удалителей заключается в растворении АСПО и способности проникновения их в кристаллическую структуру. Вследствие этого отложения становятся рыхлыми, подвижными, легко диспергируются и омываются со стенок оборудования;

в) механическим методом - удаление АСПО при помощи скребков. Действие скребка состоит в периодическом перемещении по длине колонны штанг и срезами АСПО со стенок насосно-компрессорных труб по мере их осаждения.

Обводнённость

Одной их основных проблем при эксплуатации добывающих скважин месторождения Акшабулак Восточный является рост обводнённости продукции скважин.

Учитывая, что разработка месторождения в настоящее время ведётся на естественном режиме, в результате прослеживается незначительное снижение пластового давления, что подтверждает высокую активность законтурных вод. По выбранному варианту разработки, с 2013 года, начинается закачка воды в системе поддержания пластового давления, что приведёт к постепенному обводнению добывающих скважин и уже с 2015 года обводнённость продукции превысит 60 % (раздел 4.2).

Следовательно, проблема снижения обводнённости на сегодняшний остаётся острой и требует неотлагательных мер.

Отсутствие работ по борьбе с водопроявлениями приведёт не только к дальнейшему росту обводнённости скважин, но и соответственно к определённым трудностям при добыче нефти.

Подтверждением служит следующее, введённая в эксплуатацию скважина 2 в течение короткого времени достигла обводнённости с нуля до14 %, за счёт подтягивания подошвенных вод. В связи с чем, скважину останавливают для устранения водопритока, с установкой цементного моста с использованием биополимерного раствора. Скважина, поработав незначительное время, обводняется до 40 %, после чего её переводят в наблюдательный фонд.

Учитывая дальнейший рост обводнённости продукции, необходимо предусмотреть комплекс мероприятий, направленных на снижение обводнённости добывающих скважин, включая изоляцию водопритока.

Комплекс мероприятий включает:

-проведение геофизических исследований скважин с целью определения интервалов обводнения, а также характера поступающей жидкости;

-применительно к условиям месторождения подобрать водоизолирующие составы для изоляции водопритоков и выравнивания профиля приёмистости и определить технологию проведения изоляционных работ.

Рекомендации:

1. Провести работы по определению температуры насыщения нефти парафином (при отборе глубинных проб нефти).

2. При появлении осложнений при добыче нефти связанных с отложениями парафинов провести исследования по выбору способов их предупреждения и удаления.

3. Учитывая постепенный рост обводнённости (>60 % с 2010 г.) провести комплексные исследования по подбору изолирующих составов и разработке технологии их применения

Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией при эксплуатации скважин, в системах сбора и транспортирования

Прогноз коррозионной ситуации и факторы коррозионной угрозы. Характер и уровень интенсивности коррозии в скважинах на период разработки месторождения

Прогноз коррозионной ситуации на период разработки месторождения основывается на проектных решениях, предусматривающих при всех вариантах разработку месторождения с поддержанием пластового давления. Гидрогеологические условия характеризуются упруговодонапорным режимом. Законтурные воды высокой энергетической активности обеспечивают на текущий момент более 70% компенсации отбора. Предполагается использовать воды альбсеноманского комплекса меловых отложений, а также пластово-сточные воды, представляющие собой рассолы хлоридно-кальциевого типа высокой минерализации и коррозионной активности.

Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. Это позволит вести эксплуатацию горизонта Ю-III при забойных давлениях выше давления насыщения длительное время, совместимое с выработкой извлекаемого запаса. Этот фактор является благоприятным также в оценке коррозионной ситуации вследствие отсутствия дестабилизирующего фактора - разгазирования флюида с последствиями, сопутствующими сепарации нефти в стволе скважины и осложняющими отбор продукции - воздействие газа на насосное оборудование, конденсация влаги на забое и др.

Кроме вышеприведенных технологических и термодинамических факторов коррозионная ситуация обусловливается качественным составом и количественным содержанием коррозионно-активных компонентов флюида и технологических вод - агента нагнетания при ППД.

Наблюдаемые ранее парциальные давления сероводорода [2] при его максимальном содержании (фиксировалось и отсутствие сероводорода в пробах газа) и соответствующем давлении насыщения превышали пороговое содержание для безопасного уровня коррозии в сотни раз (скв.2). Следует отметить, что при превышении порогового значения сероводорода для коррозионного растрескивания, его абсолютное содержание не влияет на уровень коррозионной угрозы.

Присутствие кислорода неоднократно наблюдалось в составе газа из проб, проанализированных в течение предшествующего периода разработки (по результатам исследований, ранее выполненных по скважине №2 ОМП п. Тогус). Наличие кислорода в растворенном в нефти газе является угрожающим коррозионным фактором.

В компонентном составе газа, который принят для расчета показателей в источнике [1], содержание коррозионно-активного компонента (расчетные парциальные давления углекислого газа) при наблюдаемых и принятых компонентном составе и давлении насыщения характеризует угрозу углекислотной коррозии как маловероятную или находится в пределах допустимого уровня коррозии. В принятом составе кислород не определялся, сероводород отсутствует.

Результаты физико-химических анализов проб нефти и газа, выполненные организацией ОМП, Тогус признаны непрезентативными, более представительными приняты результаты компании PENCOR Int. LTD, поэтому принятый состав флюида [1] определяет прогноз коррозионной ситуации как благоприятный на текущей и последующих стадиях разработки вплоть до этапа обводнения продукции с инверсией фаз.

При разработке месторождения на естественном упруговодонапорном режиме (текущий этап) и вытеснением водой коррозионные процессы в нефтяных скважинах носят преимущественно электрохимический характер из-за присутствия в продукции скважин минерализованных пластовых вод; при этом интенсивность процессов зависит от темпов обводнения, степени агрессивности и соотношения углеводородной и водной фаз, и технологических параметров добычи.

Для минерализованной пластовой воды уровень коррозии будет зависеть от состава и содержания коррозионных компонентов: хлорид-, карбонат-, и сульфат- ионов. Содержание хлоридов превышает пороговое значение в сотни раз (высокая коррозионная активность соответствует значениям хлор-иона свыше пороговых в 50 мг/л в интервале значений рН 4.5-8.5) [15]. По компонентному составу и степени воздействия пластовые воды юрских продуктивных горизонтов характеризуются как сильноагрессивные среды [15], вызывающие общую и локальную виды коррозии.

Слабосцементированные коллекторы продуктивных горизонтов потенциально могут привести к пескопроявлениям (хотя в период исследований и испытаний скважин таких явлений замечено не было). По результатам геофизических исследований скважины 33 отмечается, что максимально работающий интервал (1999.4-2000.10м) приходится на песчанистый коллектор. Коррозионная эрозия как вид коррозии может наблюдаться при наличии песка в составе флюида. Гидроабразивное воздействие потока, содержащего высокоабразивный механический компонент, наблюдается при скоростях движения жидкости в подъемных трубах свыше 0,5м/с и имеет место в скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом и при добыче нефти электроцентробежными насосами. Линейная скорость потока при отборе из скважин на текущий момент составляет 0,11-0,423 м/с (определена по расходной скорости потока из данных суточных рапортов по скв.2 за 2008 и 2009 г.г.). Уровень коррозионной (механической) эрозии будет минимальным, однако может быть достаточным для инициирования электрохимической коррозии.

Коррозионный вклад водной фазовой компоненты флюида является определяющим, и значителен ввиду большого содержания воды и ее высокой активности. О характере и темпе обводнения говорит факт ранней обводненности продукции скважин, введенных в эксплуатацию из бурения (по предоставленной промысловой информации за январь - май месяцы 2004 года содержание воды в нефти изменяется в пределах от 0,057 до 20%). Скважина 2 по причине интенсивного обводнения выведена из добывающего фонда.

Водонефтяные эмульсии парафинистой нефти (таковой является нефть месторождения) в пределах средней обводненности продукции должны быть устойчивы (стабильность эмульсии обусловливается содержанием асфальтосмолистых соединений); к тому же отбор флюида осуществляется при давлениях не ниже текущих давлений насыщения), поэтому период антикоррозионного режима эксплуатации скважин может быть совместим со сроком ПЭ.

Противокоррозионные мероприятия и методы защиты от коррозии

Технологические методы защиты от коррозии скважин.

На данном и последующих этапах разработки месторождения с учетом состава флюида, технологических параметров эксплуатации, режима работы залежи уровень коррозионных рисков будет определяться составом и содержанием пластово-сточных и технологических вод, механическими факторами, обусловленными способом добычи.

На текущий момент темп обводнения вводимых в эксплуатацию из бурения скважин может быть снижен или предотвращен известными способами, что снизит (до отсутствия) уровень коррозионного риска, обусловленного составом пластовых вод, характеризующихся как сильноагрессивные среды.

Успешность технологий по изоляции водопроявлений предотвращает преждевременное обводнение скважин. Последние меры позволяют на более позднем сроке эксплуатации скважины перейти к химическому ингибированию коррозии, эффективность которого проявляется при неоднократном, чаще всего, при постоянном применении, что является дорогостоящим мероприятием.

Одним из осложнений, отрицательно влияющих на стабильную работу объектов, является большое содержание песка в скважинной продукции. Эрозионные (механические) процессы, вызываемые выносом механических примесей (песка), при наличии агрессивной среды рассматриваются как фактор, стимулирующий коррозионный износ (эрозионная коррозия) оборудования скважин и трубопроводных коммуникаций системы сбора продукции и нагнетательной сети ППД. Кроме того, химическое ингибирование будет неэффективным при наличие выноса песка.

Для обеспечения надежной эксплуатации месторождения на срок разработки рекомендуется применение технологических и специальных методов защиты от коррозии.

Технологические методы защиты от коррозии представляют собой комплекс мероприятий, включающий применение герметизированных систем сбора и сепарации, транспортирования нефти и нефтяного газа; эксплуатацию трубопроводов систем сбора, транспортирующих обводненную нефть со скоростями выше критических, при которых не происходит выделения водной фазы в виде водных скоплений или подвижного слоя и др.

Общим требованиям по защите скважин будет отвечать применение технологических мероприятий, основными из которых являются:

· герметизация заколонного пространства качественным цементажем;

· герметизация резьбовых соединений насосно-компрессорных труб;

· установка пакеров с заполнением межтрубного пространства ингибированной или коррозионно-неактивной жидкостью, в частности, углеводородной (нефтью, дизтопливом и др.);

· защита скважин от пескопроявлений. Предупреждение поступления песка из пласта в скважину производится установкой специальных фильтров на забое, на приеме насосов; сепарацией песка у приема насоса при помощи специальных защитных приспособлений (песочных сепараторов), или креплением песков на забое различными методами.

Указанные меры являются технологическими, т.е. их применение связано с производством операций, требующих остановки процесса или, обычно, эти меры предпринимаются с этапа компоновки скважин и ввода их в эксплуатацию. Для скважин нагнетательного фонда с начала осуществления заводнения наряду с общими технологическими мерами защиты необходимо применение специальных методов.

Выбор материала для скважинных колонных труб должен производиться с учетом агрессивности рабочих сред, прилагаемых механических нагрузок и эксплуатационных параметров добычи. Компоновка существующих добывающих скважин выполнена из стали группы прочности J-55 по классификации А. Р. I. Это - углеродистые стали, обладающие удовлетворительной стойкостью к коррозионному растрескиванию, но уязвимые к общей коррозии.

Специальные методы защиты от коррозии скважин.

Применение специального метода по защите от коррозии - химического ингибирования - рекомендуется на стадии обводнения продукции скважин, обусловленного напором краевых вод или процессом заводнения.

В качестве закачиваемого рабочего агента предполагается использование сточной воды в смеси с водой из водозаборных скважин. Вода альбсеноманского комплекса является высокоминерализованным рассолом, уровень коррозионной активности которой очень высок.

При реализации варианта поддержания пластового давления закачкой воды применение химического ингибирования наряду с общепринятой подготовкой воды является необходимой мерой защиты от коррозии оборудования нагнетательных скважин и напорной сети.

Нагнетательные скважины отличаются значительной осложненностью эксплуатации, что предусматривает высокие требования к контролю, в частности, коррозионному и сохранности фонда. Надежность эксплуатации нагнетательных скважин зависит от свойств и состава нагнетаемой воды, состояния призабойной зоны пласта, эксплуатационной колонны, заколонного цементного кольца и состояния скважинного оборудования. Наиболее уязвимой частью нагнетательной скважины является обсадная колонна, которая подвержена воздействию нагнетаемой воды, пластовых флюидов, а также горных пород и эксплуатационного оборудования. Коррозия колонн нагнетательных скважин может быть предотвращена различными методами, включающими применение труб с защитным покрытием. В целях исключения контакта с обсадной колонной нагнетание воды в пласт должно осуществляться только через спущенные в скважину НКТ, а затрубное пространство заполняется противокоррозионной жидкостью, при наличии высоких давлений обсадная колонна должна быть защищена пакером.

Для системы ППД применение ингибирования коррозии по ряду причин особенно эффективно. Ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду в любом желаемом месте функционирующей системы без существенного изменения технологического процесса добычи. Их можно применять на более поздней стадии разработки месторождения (когда возрастает обводненность добываемой нефти), что является экономически выгодным. Кроме того, применение ингибиторов коррозии в системе напорной сети позволит одновременно осуществить и защиту оборудования добывающих скважин и системы сбора продукции скважин.

Целесообразно начать применять химическое ингибирование коррозии с момента начала расширения сети напорных коммуникаций. Ввод ингибиторов коррозии рекомендуется производить на БКНС, где производится подготовка воды.

При химическом ингибировании обязателен тщательный подбор ингибиторов с учетом их совместимости с технологическими процессами подготовки и переработки продукции, при осуществлении которых применяются химические реагенты различного класса. Необходимо проведение предварительных испытаний ингибиторов в промысловых условиях с целью определения эффективности защиты и соответствия эксплуатационным и технологическим требованиям.

В настоящее время ассортимент предлагаемых ингибиторов обеспечивает большой выбор реагентов для различных условий эксплуатации.

К конструкции и оборудованию водозаборных скважин предъявляются специальные требования. При эксплуатации водозаборных скважин могут возникнуть осложнения, связанные с выносом песка и образованием песчаных пробок. Высокая агрессивность добываемой воды и выносимый песок могут инициировать процессы коррозионной эрозии обсадных и НКТ колонн, насосного оборудования, поэтому при использовании углеродистой стали для компоновки водозаборных скважин необходимо предусмотреть способы удаления песка из воды, например с помощью фильтровых колонн. Другой способ защиты оборудования водяных скважин - спуск колонн (хвостовика) из коррозионно-стойких материалов или с защитными покрытиями. Целесообразность усиленной защиты оборудования водозаборных скважин должна быть экономически обоснована.

Надежность эксплуатации оборудования обеспечивает своевременное применение мероприятий по защите от коррозии. Необходимо предусмотреть организацию коррозионного мониторинга - наблюдение за скоростью коррозии всех видов, контроль эффективности применяемых методов защиты.

2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Система внутрипромыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора, поскважинного замера и промыслового транспорта добываемой продукции к объекту подготовки для доведения промыслового потока нефти до товарной кондиции и сдачи потребителю.

При выборе технологии внутрипромыслового сбора и транспорта необходимо учитывать следующие позиции:

устьевые давления;

газосодержание добываемой продукции;

реологические характеристики добываемой продукции;

схема расположения проектных добывающих скважин;

ожидаемые дебиты нефти и газа;

прогнозируемый уровень обводненности;

наличие близлежащих существующих объектов подготовки нефти

Система внутрипромыслового сбора и транспорта должна удовлетворять следующим требованиям:

обеспечить герметичность сбора добываемой продукции

обеспечить точный замер дебита продукции каждой скважины

обеспечить учет промысловой продукции месторождения в целом

обеспечить учет объемов попутного газа, потребляемого на собственные нужды

обеспечить надежность в эксплуатации всех технологических звеньев

обеспечить автоматизацию всех технологических процессов

обеспечить минимальные технологические потери нефти и газа

Действующая система внутрипромыслового сбора и промыслового транспорта добываемой продукции

В настоящее время на месторождении Восточный Акшабулак обустроено 6 нефтяных скважин: две эксплуатируется фонтанным способом, три - механизированным и одна - наблюдательная.

Система сбора и подготовки на месторождении отсутствует.

Продукция добывающих скважин сепарируется в сепараторе, установленном непосредственно на устье скважин. Замер нефти и газа осуществляется замерными устройствами. Нефть со скважин вывозится индивидуальным автотранспортом на ЦППН месторождения Акшабулак Центральный. Для снижения температуры застывания и вязкости в нефть подается депрессатор. Газ сжигается на факеле.

Для определения оптимального пути развития месторождения в рамках данной Технологической схемы рассматривается несколько вариантов разработки, различающихся методом воздействия на пласт (естественный режим, вытеснение водой).

Для реализации вариантов разработки, учитывая наличие ЦППН на соседнем месторождении Акшабулак Центральный, возможны два варианта организации системы сбора.

1 вариант - вариант с организацией первой ступени сепарации и раздельным транспортом нефти и газа до близлежащего ЦППН.

2 вариант - вариант совместного транспорта промысловой газожидкостной смеси до близлежащего ЦППН для дальнейшей индивидуальной подготовки.

В первом случае необходимо обустройство устья запроектированных скважин, системы сбора добываемой продукции, включающей в себя групповую замерную установку (ГЗУ) и систему индивидуальных выкидных линий, для подключения к ней скважин. Технология ГЗУ аналогична ГЗУ на месторождении Кумколь и включает в себя замерную установку типа "Спутник", сепаратор первой ступени, буферную емкость, печь подогрева нефти, насосную для откачки дегазированной нефти на объект подготовки, факел высокого давления с конденсатосборником, дренажную систему.

Решение вопроса целесообразности организации системы подготовки нефти с доведением до товарной кондиции непосредственно на месторождении может быть отложено до следующего этапа развития месторождения в связи с близостью действующей установки. Транспорт нефти в этом случае можно осуществлять автовывозом на первом этапе эксплуатации, с последующей прокладкой нефтепровода до объекта подготовки.

В отношении вопроса использования попутного газа следует отметить, что учитывая технологические показатели разработки по вариантам газ в частично будет использован в качестве топлива в печах подогрева нефти на ГЗУ, остальной газ подлежит утилизации.

Во втором варианте в качестве объекта сбора обустраивается ДНС с мультифазным насосом для совместного трубопроводного транспорта газожидкостной смеси до ЦППН месторождения Акшабулак Центральный. Для приема продукции месторождению Акшабулак Центральный на существующей ЦППН потребуется установка дополнительной площадки сепаратора первой ступени.

Технология ДНС аналогична ДНС на месторождении Кумколь контрактной территории ЗАО Тургай-Петролеум и включает в себя замерную установку типа "Спутник", мультифазный насос, дренажную систему. Данная технология обеспечивает минимальное количество объектов непосредственно на месторождении, малые эксплуатационные затраты на обслуживание, минимальные технологические потери нефти и газа. Весь объем попутного газа при этом будет утилизирован совместно с попутным газом соседних месторождений "Казгермунай".

Производственные мощности всех объектов промысла и технологических установок должны соответствовать максимальным технологическим показателям разработки рассматриваемого периода.

2.3 Специальная часть

2.3.1 Краткий обзор по теме дипломного проекта

На сегодняшний день, добывающие скважины, относящиеся к механизированному фонду скважин, эксплуатируются штанговыми глубинными насосами и погружными электроцентробежными насосами. Следовательно, основные перспективы механизированной добычи связаны с СШНУ и ПЦЭН (приложения Б). Показатели эксплуатации скважин. В качестве альтернативы будут рассмотрены винтовые штанговые насосы, ранее опробованные на месторождении и не нашедшие широкого применения из-за низкой эксплуатационной надежности. Возможность применения винтовых штанговых насосов обусловлена наличием огромного количества компаний, предлагающих насосы различных модификаций, удовлетворяющих условиям данного месторождения[7].

Анализ, проведенный в подпункте 3.4, показал, что во всех скважинах текущие пластовые давления по сравнению с начальными пластовыми давлениями существенно снижены, скважины характеризуются невысокими коэффициентами продуктивности. Для обеспечения необходимых дебитов жидкости необходимо поддерживать средние динамические уровни на глубине 850 - 1150 м. Нефти продуктивных горизонтов характеризуются высоким газосодержанием, следовательно, для уменьшения вредного влияния газа необходимо спускать насосы на большую глубину (1050 - 1450 м), чтобы погружение под приведенный динамический уровень составляло 200 - 300 м. Скважины, оборудованные ПЦЭН, наиболее подвержены вредному влиянию газа, поэтому в силу конструктивных особенностей, целесообразно будет спускать насосы на глубину 1800 - 2000 м. В скважинах, оборудованных СШНУ с увеличением высоты подъема, и как следствие глубины спуска насосов, уменьшается эксплуатационная надежность, поэтому рационально будет ограничиться максимальной глубиной спуска - 1450 м. Увеличение пластового давления за счет закачки и улучшение коллекторских свойств пород после проведения интенсификации притока (ГРП и др.) будет способствовать подъему средних динамических уровней и как следствие уменьшению глубины спуска насосов.

Эффективность эксплуатации скважин установками ЭЦН можно повысить во всех скважинах путём оптимизации подбора оборудования, контроля состояния оборудования после подъёма его из скважин с целью сокращения затрат на ремонт, в скважинах с газопроявлениями - использованием секционных насосов, газосепараторов, диспергаторов, преобразователей частоты тока, в скважинах с коррозионноактивной жидкостью - использованием кабеля специальной конструкции, ингибиторов коррозии, материалов из пластмасс и коррозионностойкой стали, в скважинах с неустойчивыми дебитами - использованием преобразователей частоты тока, в наклонных и горизонтальных скважинах - использованием кабеля специальной конструкции, металлических протекторов, контролем за спуском установок в скважины.

Сочетание нескольких способов подъёма жидкости в одной скважине позволило создать лучшие условия для увеличения производительности скважин по сравнению с использованием только одного способа. Используя ЭЦН вместе с газлифтом непрерывного действия в отдельных скважинах, можно применять ЭЦН меньшего типо-размера и обеспечить отбор нефти из скважин в тех случаях, когда ЭЦН работать не будет. Газлифт в данной комбинированной установке может быть использован в качестве резервного способа подъёма жидкости на случай выхода из строя ЭЦН или одновременно с ЭЦН. При использовании установок ЭЦН в скважинах с высоким газовым фактором газ с помощью газосепаратора отделяют от жидкости и направляют, минуя насос, в кольцевое пространство. Энергию отделённого газа можно использовать, если направить его в струйный насос, который тем самым сообщит поднимаемой из скважин жидкости дополнительную энергию. Успешные испытания таких систем были проведены в США в Техасе.

2.3.2 Расчет по теме дипломного проекта

Подбор УЭЦН

Исходные данные для выбора оборудования УЭЦН для скважины №34

Д _экспл = 168 мм;

Н _скв = 2035 м;

Н _ст = 1060 м;

К = 25,7м³/сут;

Q = 38т/сут;

н = 0,1 см²/с;

G_ф = 36,7 м³/м³;

с_ж =771 кг/м³;

Обводненность = 42%;

Р_пл. = 18,9МПа;

Р_у = 0,2 МПа;

Толщ. ст. экспл. кол. = 9 мм;

Расстояние от устья до ГЗУ = ? = 35 м.

Решение:

1. Пропускная способность НКТ связана с КПД труб. КПД НКТ следует брать не ниже 0,94, т.к. КПД труб измеряется от 0,92 до 0,99 в зависимости от диаметра и длины труб. Для определения диаметра труб пользуемся кривыми потерь напора в трубах разного диаметра. Из него видно, что при з_тр = 0,94 пропускная способность 73 мм труб равна 450 м³/сут, что обеспечит для данной скважины запланированный отбор Q = 38 м³/сут. м/о принять трубы с диаметром d = 73 мм[9].

2. Определение необходимого напора ЭЦН.

Необходимый напор определяется из уравнения (1) условной характеристики скважины[10]:

Н_с = h_ст + ?h + h_тр + h_г + h_с, (1)

где h_ст = 1060 м;

(2)

h_тр - потери напора за счет трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;

h_г - разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;

h_с - избыточный напор в сепараторе.

h_q = h_ст + h = 1060 +14,8 = 1074,8 м, (3)

где h_q - динамический уровень м.

Определим потери напора на трение и местные сопротивления:

, (4)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - внутренний диаметр НКТ, мм.

Коэффициент определяется в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб К_s;

 (5)

где d - внутр. Диаметр НКТ равной 0,073 м;

н - кинематическая вязкость м²/сек.

Относительная гладкость труб определяется по формуле (8):

(6)

где - шероховатость стенок труб, мм.

Для насосных труб, не загрязненных отложениями солей и парафина, значение принимают равным 0,1 мм[10].