Добыча нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Технический нефтегазовый институт

Кафедра нефтегазового дела

Отчет по производственной практике «ЗАО Петросах»

Направление «Нефтегазовое дело»

Автор работы А.К. Агеенко

Научный руководитель Д.Г. Новиков

г. Южно-Сахалинск 2013



Содержание

Аббревиатуры

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Техника и технология добычи нефти и газа

3. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

4. Проделанная работа во время практики

Заключение

скважина нефть газ



Аббревиатуры

СК - станок качалка.

УНЦ - установка насосная цементировочная.

ППУ - паровая передвижная установка.

НКТ - насоса компрессорные трубы.

ЭЦН - электроцентробежные насос.

СП - сепаратор путевой.

ШГН - штанговый глубинный насос

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка

ГИС - геофизические исследования скважин

ВНК - водонефтяной контакт

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

ЦРК - Центральная комиссия по разработке месторождений углеводородного сырья

ИННК - импульсный нейтрон нейтронный каротаж

КИН - коэффициент извлечения нефти

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГРМ - гидравлическое раскрытие микротрещин

СКВ - Скважина



Введение

Главная цель практики как вида учебного процесса состоит в формировании практических умений и навыков студентов на основе выполнения ими обязанностей, свойственных их будущей профессиональной деятельности, на базе теоретических знаний, полученных ими в высшем учебном заведении.

Практика на предприятии создает необходимые условия и служит основой для изучения, сбора и систематизации материала, необходимого для дальнейшего обучения. Практика выступает как важная форма обучения, призванная интегрировать полученные знания, связать их с реальной профессиональной работой.

Я Агеенко Артём Кириллович проходил производственную практику в компании ЗАО «Петросах» на месторождение «Окружное» оператором по добыче нефти и газа IV разряда в период с 15.06.2013 по 15.07.2013.

Окружное нефтяное месторождение расположено в центральной части о. Сахалин, на его восточном побережье. Месторождение открыто в 1971 году, до 1981 года на месторождении проводились разведочные работы. В период 1981-1992г. месторождение находилось в консервации из-за территориальной удаленности и отсутствия инфраструктуры и возможностей транспорта нефти. В разработку месторождение было введено в 1992 году.

В настоящее время Окружное месторождение является объектом производственной деятельности ЗАО СП «Петросах». Лицензия на право пользования недрами переоформлена администрацией Сахалинской области и Минприроды РФ от 16.05.1997 г.

Основным объектом разработки является 4-ый горизонт пиленгской свиты, в свою очередь разделенный непроницаемым тектоническим нарушением на Северный и Южный блок. В опытно-промышленной эксплуатации на пластах 2 и 4 борской свиты находятся 2 скважины. Разработка месторождения начата с октября 1992 года. Всего на месторождении пробурено 24 поисково-разведочные и 6 эксплуатационных скважин. По состоянию на 01.01.2002 г. добыто 1777 тыс.т нефти, в том числе из IV горизонта пиленгской свиты -1754 тыс.т, из горизонтов борской свиты - 23 тыс.т.

По исходной геолого-геофизической информации, продуктивные пласты Окружного месторождения характеризуются сложным литологическим строением, неоднородностью геолого-физических параметров, как по площади, так и по разрезу, наличием многочисленных тектонических нарушений, часть их которых являются экранами.



1. Общие сведения о месторождении

Окружное месторождение нефти расположено в централь его восточном побережье и административно входит в состав Сахалинской области. Район месторождения слабо заселен и экономически мало освоен Ближайший населенный пункт, посёлок Пограничное, расположен в 5,5 км к северу от месторождения. Ближайший аэропорт находится в посёлке Зональное в 86 км на северо-западе от месторождения.

С другими населенными пунктами острова связь осуществляется воздушным путем, а в период навигации - морским. Для приема груза и отгрузки нефти, и нефтепродуктов используют пирс, с глубиной моря 4,5 м.

В 1994 году вступил в строй нефтеперерабатывающий завод с проектной мощностью 450 тыс.т стабилизированной нефти в год, в том числе 200 тыс.т для переработки, оставшаяся часть - для экспорта. На территории прилегающей к месторождению расположен вахтовый поселок на 250 мест и объекты обустройства.

Готовая продукция нефтеперерабатывающего завода автоцистернами вывозится на нефтеналивной пункт, расположенный в 90 км от месторождения в пос. Первомайский.

Местность района имеет пологий уклон в сторону Охотского моря, характеризуется слаборасчлененным рельефом с абсолютными отметками водораздела 60-80 м.

Гидросеть представлена р. Окружной и ее притоками, глубины рек 0,6-2,0 м, ширины русел 5-10 м. Площадь почти полностью засеяна таежной растительностью. Климат морской, средняя годовая температура -2 С, среднегодовое количество осадков -703 мм.

Прибрежная часть моря зимой замерзает и навигация возможна с июня по ноябрь месяцы.

Фильтрационные свойства пласт III

Определение проницаемости для пород-коллекторов выполнено на 158 образцах керна. Керн обработан по 10 скважинам. Средневзвешенное значение проницаемости пород-коллекторов пласта составляет 4,08 мДарси и изменяется от 0,4 до 354 мДарси.

Начальная нефтенасыщенность пласт III

Насыщенность связанной водой по керну изменяется: для пласта в диапазоне от 45,0 до 94,0 %, в среднем равна 64,0 %;

Низы борской свиты, сложены исключительно глинисто-кремнистыми породами. Такая особенность разреза (его литологическая разнородность) обусловила необходимость раздельного подсчета запасов по свитам, составляющим IV горизонт.

Основными компонентами кремнистых и глинисто-кремнистых пород являются аутогенный кремнезем, глинистые минералы и обломочный материал, смешанные в разных пропорциях.

Обломочный материал представлен обломками мелкоалевритовой размерности, имеющий пирокластический и реже терригенный характер.

Пирокластический материал слажен андезитами и плагиоклазами, терригенный -преимущественно кварцем. Содержание обломочного материала редко превышает 30 %.

Глинистые минералы представлены смешано-слоёным гидрослюда-монтмориллонитовым комплексом и гидрослюдой, которая представляет наиболее крупные частицы пелитовой фракции и наиболее распространена. Содержание монтмориллонита не превышает 10 % от объема глинистых минералов.

Свободный кремнезем присутствует в виде опала, кристобалита и халцедона. Все минералы кремнезема имеют форму выделения в виде глобул. Наиболее распространенной модификацией кремнезема является кристобалит.

По содержанию кремнистого и глинистого материала и преобладающей его минеральной форме породы IV горизонта разделены на глинисто-кремнистые и кремнистые. Глинисто-кремнистые породы названы кремнистыми аргиллитами, представлены тёмно-серыми разностями и содержат 10-59 % свободного кремнезема в форме опала и кристобалита. Кремнистые породы состоят на 55 - 85 % из свободного кремнезема и разделены на опоковидные силициты светло-серого цвета и халцедонолиты, имеющие разнообразную окраску. Преобладающей минеральной формой кремнезема в опоковидных силицитах является кристобалит, в халцедонолитах - халцедон. Граничное содержание кремнезема 55-60 % выбрано исходя из того, что на этом уровне отмечается изменение цвета пород и их физических свойств. Наиболее распространнёные опоковидные силициты и кремнистые аргиллиты легко определяются визуально по их цветовой окраске. Халцедонолиты с открытой пористостью менее 6 - 7 % имеют разнообразную окраску, но также легко устанавливаются визуально по их высокой твердости, однородной текстуре, раковистому излому. Халцедонолиты с открытой пористоетью более 7 % по облику и свойствам близки к опоковидным силицитам, и выявить их можно только при изучении в шлифах.

Помимо кремнистых и глинисто-кремнистых пород весьма редко встречаются карбонатные конкреции и карбонатизированные породы. Кремнистые конкреции на 80 -99 % состоят ив кальцита и сидерита. Содержание карбонатов в карбонатизированных породах изменяется в пределах 18-50 %, а остальную часть их объема представляют свободный кремнезем, обломочный материал, глинистые минералы.

Конкреции на 80 - 99 % состоят из кальцита и сидерита. Содержание карбонатов в карбонатизированных породах изменяется от 18 до 50 %, остальную часть их объема представляют свободный кремнезем, глинистые минералы и обломочный матерная.

Емкостные свойства пласт III

Определение открытой пористости для пород-коллекторов выполнено на 34 образцах керна, по 6 скважинам. Величина пород-коллекторов по данным исследований керна варьирует в диапазоне от 6,3 до 12,0 %, при среднем - 9,3 %.

Обработка материалов ГИС продуктивного пласта выполнена по 26 скважинам. По данным обработки материалов ГИС диапазон изменения составляет от 5,8 до 23,0 %, при среднем значении 12 %.

Фильтрационные свойства пласт IV

Определение проницаемости для пород-коллекторов выполнено на 41 образце керна. Керн обработан по 6 скважинам. Средневзвешенное значение проницаемости пород-коллекторов пласта составляет 1,44 мДарси и изменяется от 0,43 до 10,2 мДарси.

Гидродинамические исследования проведены в 3 скважинах (4 определения). Проницаемость изменяется от 0,01 до 11,3 мДарси, при среднем значении 3,4 мДарси.

Начальная нефтенасыщенностъ

Насыщенность связанной водой по керну изменяется: для пласта в диапазоне от 61,0 до 92,3 %, в среднем равна 74,2 %;

Коэффициент начальной нефтенасыщенности по материалам интерпретации ГИС изменяется: для пласта в диапазоне от 21,0 до 32,0 %, в среднем равен 30,0 %;

Обоснование остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения

Продуктивные отложения IV горизонта пиленгской и борской свит представлены трещинно-поровыми и трещинными коллекторами. Нефтесодержащая матрица является практически непроницаемой. Внутрипластовое движение добываемой продукции происходит по различным системам трещин, характеризующимися своими параметрами ориентации в пространстве, густоты и степени раскрытое™.

Гидрофильность пород и наличие субкапиллярных и тонких капиллярных пор обеспечивает благоприятные условия для заполнения открытых пор матрицы только остаточной водой, не участвующей в фильтрации. Это подтвердилось при моделировании остаточной водонасыщенности методом центрифугирования, по результатам которого ее содержание составило 90-98 % от объема открытых пор. Иными словами, если первоначально породы были бы насыщены водой, то нефть не смогла бы проникнуть в поры матрицы, и содержалась бы только в трещинах. На самом же деле, последующие определения экстракционно-дистилляционным способом на образцах с естественным насыщением, отобранных на инвертном растворе в скважине 18, содержание нефти доходит до 78 %, составляя в среднем 44 %.

Согласно экспериментальным данным, коэффициент вытеснения определялся на 17 образцах прямым методом, и его средняя величина составила 0,57 при средней начальной нефтенасыщенности 0,44 и средней остаточной нефтенасыщенности 0,19. Основным механизмом вытеснения нефти из матрицы являлась противоточная капиллярная пропитка, причем в лабораторных условиях процесс завершался за 3-4 дня.

Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Нефть Окружного месторождения исследовалась по глубинным и поверхностным пробам различными организациями в 1975, 1992 и 1994 годах. В результате анализа данных этих исследований можно сделать заключение о хорошей сходимости их результатов. Отклонения того или иного параметра находятся в пределах погрешности метода исследования, а также допускаемых отклонений для исследований, проводимых в различных лабораториях. При характеристике нефти пиленгской свиты использовались значения параметров полученные при более поздних исследованиях 1994г. В связи с тем что анализ динамики изменения параметров показал тенденцию к увеличению плотности, вязкости, содержания тяжелых компонентов, а так же увеличение высокомолекулярных гомологов метана в газе сепарации.

В результате анализа результатов исследований физико-химических свойств нефти и ее группового состава можно сделать вывод о сходстве нефти и растворенного газа всех продуктивных горизонтов месторождения.

Нефть месторождения характеризуется как легкая, малосернистая, малопарафинистая, смолистая. Значения плотности в поверхностных условиях в пиленгских отложениях изменяются в пределах пределах 0,8242 - 0,8396 г/см3, составляя в среднем 0,8306 г/см3, по отложениям борской свиты плотность нефти изменяется от 0,8221 до 0,8790 г/см3, в среднем - 0,8469 г/см3.

Плотность нефти в пластовых условиях по месторождению в целом изменяется в пределах 0,6515 - 0,7560 г/см3, составляя в среднем 0,7190 г/см3. Плотность нефти в пластовых условиях по пиленгской свите изменяется от 0,704 - 0,7085 г/см3, в среднем составляет - 0,7055 г/см3.

В пределех отдельных горизонтов не отмечается изменение свойств нефти по площади залежей, в том числе и вблизи ВНК. Не наблюдается подобного и по высоте залежей, несмотря на ее значительные размеры.

Содержание серы в нефтях незначительное и составляет 0,18 - 0,4 % по борской свите, 0,22 - 0,3 % - по пиленгской; невелико и содержание парафина - 0,3 -2,62 % по борской свите, 0,77 - 1,08 % - по пиленгской. Содержание масел в нефти по пластам изменяется от 76,26 до 87,08 %.

Анализ текущего состояния разработки и показателей эксплуатации

Окружное нефтяное месторождение открыто в 1971 году, разработка начата в октябре 1992 года с эксплуатации нефтяной залежи IV горизонта пиленгской свиты.

IV горизонт пиленгской свиты

Текущее состояние разработки

По состоянию на 01.01.2002 г. накопленная добыча по залежи составила: 1753,7 тыс.т нефти, 1770,8 тыс.т жидкости и 565,6 млн.м3 попутного газа. Обводненность продукции равна 3,9 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 11,3 %. По Северному блоку добыто 1186,2 тыс.т нефти, обводненность продукции составила 3,9 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 12,1 %. По Южному блоку добыто 567,6 тыс.т нефти, обводненность продукции составила 3,8 %, текущий КИН равен 9,8 %. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 32,1 % по залежи в целом, в том числе 32,7 % по Северному блоку и 31,1 % по Южному блоку.

В 2000 г. по залежи было добыто 214,3 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 3,9 %), в том числе по Северному блоку 157,1 тыс. т (4,3 % от НИЗ), по Южному - 57,2 тыс.т (3,1 % от НИЗ).

Добыча нефти за 2001 г. составляет:

по пиленгской свите в целом - 194,6 тыс. т, (темп отбора от НИЗ - 3,6 %),

в том числе по Северному блоку - 142,7 тыс. т (4,3 % от НИЗ), по Южному блоку - 51,9 тыс. т (2,8 % от НИЗ).

Анализ структуры фонда

По состоянию на 01.1.2002 г. в эксплуатационном фонде числится 12 добывающих скважин (6 скважин на Северном блоке и 6 на Южном блоке) и три нагнетательные, осуществляющие закачку воды скв. 33 (Северный блок) и скв. 8 (Южный блок), а также скв. 20, осуществляющая закачку газа на Южном блоке. На дату анализа в действующем добывающем фонде на Северном блоке числились 6 скважин (№№ 18, 25, 30, 31, 34, 37), на Южном блоке также 6 скважин (№ 1,4, 6, 7, 28, 35).

Способы эксплуатации

Большинство добывающих скважин работают фонтанным способом, скважины 1, 25, 28, 35, 37 переведены на газлифтный способ эксплуатации, насосная добыча отсутствует.

Показатели эксплуатации

В период 1999-2001 г.г. наблюдалось снижение дебитов практически по всем скважинам, что было связано с увеличением газового фактора за счет падения пластового давления и дегазацией. Стабилизация добычи нефти в 2001 г. достигнута в основном за счет увеличения коэффициентов эксплуатации скважин и перевода ряда скважин на газлифтный способ добычи. За 2002 г. добыто 194,6 тыс.т нефти.

Северный блок

На скважины Северного блока за 2002 г. приходится 73,3 % от добычи нефти по залежи в целом (142,7 тыс. т), средний дебит скважин по нефти равен 77,7 т.сут, по жидкости - 80,8 т.сут. Текущая обводненность продукции на 1.01.2011 г. составляет 13,5 %. За 2010 г. добыто 103 млн. м3 газа, средняя величина газового фактора равна 722 м3/т.

Накопленная добыча нефти на 1.01.2012 г. составляет 1186,2 тыс.т нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 12,1 %. Коэффициент эксплуатации в 2000 г. составил 0,89.

До августа 2001 г. разработка залежи в пределах Северного блока осуществлялась на естественном режиме. Перевод скв. 16 под нагнетание благоприятно сказался на стабилизации добычи нефти по Северному блоку. В настоящее время на Северном блоке под нагнетанием работает скважина 33, скв, 16 ликвидирована.

В 2002 г. на Северном блоке дебиты по всем скважинам продолжали снижаться при одновременном росте газового фактора. Анализ изменения газового фактора по скважинам Северного блока свидетельствует о наличии в купольной части залежи техногенной газовой шапки, образовавшейся в результате эксплуатации в режимах снижения пластового давления ниже давления насыщения. В купольной части залежи (скв. 14, 18, 30, 31) на протяжении последних 2 лет отмечаются стабильно высокие газовые факторы (350-1162 м3/т). Скв. 34, введенная в эксплуатацию в мае 2002 г., сразу начала работать с высоким газовым фактором - 513 м /т. В краевой части залежи (скв. 25, 33, 37) в течение последнего года ведется добыча практически раз газированной нефти (газовые факторы 3-40 м3/т).

По скв. 33 на протяжении 2001-2002 г. наблюдался рост обводненности продукции в основном за счет закачки воды в скв. 16. Для снижения текущей обводненности «Петросах» периодически проводило изоляцию обводненных интервалов «снизу-вверх». В апреле 2002 г. были проведены очередные изоляционные работы, после которых интервал перфорации составил 1696-1711м. Однако, по результатам гидродинамических исследований (данные термометрии, кривые притока) жидкость в скважину поступала только из интервала 1709,6-1710,4 м, т.е. работало всего 80 см продуктивного разреза. По этой причине дебит жидкости по скважине снизился с 35,3 т/сут в марте до 15,3 т/сут в мае-июне месяце 2002 г., по нефти - с 5,4 до 3,9 т/сут, обводненность уменьшилась всего с 84,7 до 74,4 %. В июне наблюдалось снижение обводненности до 45,3 %, но уже в июле 2002 г. скважина была остановлена по причине резкого увеличения обводненности (до 100 %). В связи с невозможностью использовать скважину как добывающую, учитывая значительное снижение пластового давления по Северному блоку месторождения, скв. 33 с ноября 2002 г. была переведена под закачку с приемистостью 465 м3/сут. Рекомендуемая приемистость по скважине-400м3/сут

Южный блок

На Южном блоке в результате проведения геолого-технических мероприятий (перевод скважин на газлифтный способ эксплуатации, разовая подкачка газа в скважины и др.) в первой половине 2002 г. дебиты по скважинам увеличились или стабилизировались, к концу года прослеживается тенденция снижения дебитов.

В течение 2002 г. продолжались попытки освоения скв. 35 газлифтным способом эксплуатации. Дебит жидкости удалось повысить с 5,4 т/сут в апреле до 9,8 т/сут в ноябре.

До июля 1999 г. эксплуатация залежи IV горизонта осуществлялась на естественном режиме. Начальное пластовое давление в залежи составляло 18,9 МПа на уровне ВНК и 14,9 МПа в кровельной части залежи. Давление насыщения нефти газом -14,4 МПа. В соответствии с Технологической схемой разработки с июля 1999 г. в скв. 20, расположенную в своде Южного блока, осуществляется закачка газа. Накопленный объем закачки на 1.01.2003 г. - 216,5 млн. м3, за 2002 г. закачано 90,8 млн.м3 газа, давление нагнетания изменялось от 13,3 МПа до 12,2 МПа, средняя приемистость в 2002 г. составила 270,2 тыс.м3/сут.

С мая 2002 г. началась закачка воды в скв. 8, находящуюся в приконтурной зоне Южного блоке. Под закачку воды на Южном блоке планировалось перевести добывающую скв. 28 после ее обводнения. Однако, скв. 28 стабильно работает с дебитом 20-25 т/сут по нефти, переводить ее под нагнетание при падающей добыче по блоку нерационально. Учитывая текущее состояние разработки (пластовое давление в блоке снизилось ниже давления насыщения) было решено использовать в качестве нагнетательной разведочную скважину 8. За пять месяцев в скважину закачано 9,2 тыс. м3 воды, средняя приемистость составила 175 м3/сут, давление нагнетания составило 17,0-20,0 МПа. На 1.01.2003 г. скв.8 находится в бездействии по причине аварии.

При начальном газосодержании нефти равном 146 м3/т, вызывает серьезные опасения изменение газового фактора по всем скважинам Южного блока. К декабрю 2002 г. газовый фактор снизился по скв. 1 до 5,4 м3/т, по скв. 4 до 7,6 м3/т, по скв. 28 до 5 м3/т. Скв. 35, запущенная в работу в марте 2002 г., имела низкий начальный газовый фактор 36 м /т, к декабрю он снизился до 11,6 м3/т. Предположительно, в залежи Южного блока произошло разгазирование нефти.

Залежи борской свиты

Поскольку на залежи борской свиты не существует утвержденных проектных документов на разработку, не проводилось анализа разработки, в настоящей работе анализ по борской свите выполняется за всю историю эксплуатации объекта.

II горизонт испытан в 10 скважинах (36 объектов). В скважинах 13 и 17 получены безводные притоки нефти, в скважине 11 - приток нефти с водой, в остальных скважинах получены либо притоки воды, либо приток отсутствует.

Установлено задавливание верхних борских горизонтов при углублении скважин, что проявляется в уменьшении дебита при испытании в колонне по сравнению с испытанием в открытом стволе. Так, в скв. 13 в открытом стволе получен приток нефти 15 т/сут, при испытании в колонне - 4,8 т/сут. Максимальный приток нефти из горизонта при испытании в колонне получен в скв. 17, он составил 34,9 т/сут на штуцере 6 мм.

III горизонт испытан в 9 скважинах (16 объектов). В 5 скважинах (№ 6, 13, 17,18, 25) получены безводные притоки нефти. Максимальный дебит 31,0 т/сут получен при испытании в открытом стволе скв. 6, при испытании в колонне максимальный фонтанный приток нефти составил 9,7 т/сут на штуцере 4 мм (скв. 25).

IY горизонт испытан в 11 скважинах (16 объектов). Получены безводные притоки нефти в 6 скважинах (№№ 13, 16, 18, 19, 20, 25), при чем в скв. 16 и 25 притоки получены при динамических уровнях. Максимальный приток нефти был получен в скв. 18, он составил 8,6 т/сут на штуцере 3 мм. В скважинах 15, 17, 26 по испытаниям получена вода, в скважинах 11 и 14 притока не получено.

Текущее состояние разработки

По состоянию на 01.01.2002 г. накопленная добыча нефти по борской свите составила 23,1 тыс. т, жидкости - 23,8 тыс. т, попутного газа - 2,1 млн.м3. За 2010 г. добыча нефти по залежам борской свиты составила 7,1 тыс.т., текущая обводненность продукции равна 8,9 %. Коэффициент эксплуатации 2010 г. составил 0,99.

Способы эксплуатации

Скважина 17 эксплуатируется фонтанным способом, скважина 13 - газлифтным.

Показатели эксплуатации

Анализ показателей разработки выполнен по скважинам 13 и 17 раздельно, поскольку скважины эксплуатируются на разные горизонты борской свиты.

Скважина 17 находилась в пробной эксплуатации с 1997 года по июнь 2000 года эпизодически. В этот промежуток времени скважина запускалась в работу на период от нескольких часов до 6 месяцев. Дебиты по нефти составляли 18-25 т/сут, за редким исключением (в июле 1998 г. - 46,1 т/сут и в феврале 2000 г. - 82,8 т/сут, при времени работы соответственно 1,3 и 0,3 суток, при длительном бездействии скважины накануне). Скважина работала в безводном режиме фонтанным способом. Газовый фактор оставался стабильным 150 - 155 м3/сут.

С июня 2000 года скважина работает стабильно с коэффициентом эксплуатации близким 1. В течение последних двух лет прослеживается тенденция снижения дебитов по нефти и жидкости, к декабрю 2002 г. дебит снизился с 24 до 10 т/сут. Наблюдается присутствие воды в объеме от 0,3 до 3,2 %. С апреля 2001 г. фиксируется резкое снижение газового фактора, к декабрю 2002 г. он составил 10,3 м3/т. Это свидетельствует о снижении пластового давления ниже давления насыщения и, как следствие, о разгазировании нефти в пласте.

Накопленная добыча нефти на 1.01.2012 г. по скважине составляет 18,9 тыс.т, накопленная добыча газа - 2,04 млн. м3. За 2010 г. добыто нефти 3,8 тыс. т., 40,7 тыс. м3 попутного газа, текущая обводненность продукции составила 3,2 %. Коэффициент эксплуатации равен 1.

Скважина 13 находится в пробной эксплуатации с 9.2001 г. За период эксплуатации дебиты по жидкости (рис. 3.8) изменяются от 5,2 до 36,4 т/сут. С февраля 2002 г. дебиты находятся на стабильном уровне 10-12 т/сут. Наблюдается постоянное присутствие воды в пробах в объеме от 3,4 до 51,1 %. Следует отметить, что скважина начала работать с пониженным газовым фактором 59 м3/т (утвержденный подсчетом запасов 1982 г. газовый фактор составляет 134 м3/т), на 1.01.20012 г. он снизился до 10,4 м /сут. Накопленная добыча нефти и жидкости на 1.01.20012 г. по скважине составляет соответственно 4,2 и 4,8 тыс. т, накопленная добыча газа - 70 тыс.м3. За 20010 г. добыто 3,3 тыс. т нефти, жидкости - 3,6 тыс.т, газа - 36,3 тыс.м3 текущая обводненность продукции равна 8,3 %. Коэффициент эксплуатации составляет 0,98.

Анализ энергетического состояния разрабатываемых объектов

Эксплуатация основного объекта разработки Окружного месторождения (4 горизонт пиленгскои свиты) около 8 лет осуществлялась на естественном режиме, без поддержания пластового давления. Энергии законтурной области явно не хватало для обеспечения стабильного энергетического состояния, что привело к снижению пластового давления ниже давления насыщения и развитию режима растворенного газа.

Необходимо отметить нерегулярность проведения замеров пластового и забойных давлений по скважинам. Согласно программе исследований скважин, проводимой с целью контроля разработки Окружного месторождения, замеры пластового и забойных давлений по скважинам должны проводиться один раз в квартал. Фактически в 2000 году пластовые и забойные давления по скважинам замерялись один раз в год. Из одиннадцати скважин, находившихся в эксплуатации в течение 2001 года, замеры пластового и забойного давления проведены только по четырем скважинам (№ 1, 4, 25, 31) в январе 2001 года и по скважине № 14 в июне. В 2002 и последующем году замеры пластовых и забойных давлений не проводились вообще. Отсутствие информации о величинах пластового давления существенно затрудняет проведение анализа энергетического состояния разработки залежи.

Начальное пластовое давление в залежи составляло 18,9 МПа на уровне ВНК и 14,9 МПа в кровельной части залежи при давлении насыщения нефти газом 14,4 МПа. До июля 1999 года эксплуатация залежи IV горизонта осуществлялась на естественном режиме. В 1998 г. по действующему фонду скважин пластовые давления, приведенные к отметке ВНК, по северному блоку составили от 15,1 МПа (скв. 31) до 17,5 МПа (скв. 14), при среднем 16,3 МПа, а по южному блоку от 14,8 МПа (скв.7) до 17,0 МПа (скв.4), среднее -15,9 МПа. Падение пластового давления в залежи свидетельствует об ограниченном влиянии законтурной области и подтоке подошвенных вод, не компенсирующем отборы нефти. Режим работы залежи упругий водонапорный, переходящий в режим растворенного газа в прикровельной части залежи, особенно на южном блоке.

Основные выводы

Анализ текущего состояния разработки горизонта пиленгской свиты позволяет сделать выводы о том, что разработка ведется в соответствии с основными положениями утвержденной ЦКР Технологической схемы.

Снижение пластового давления, как на Северном, так и на Южном блоках привело к развитию режима растворенного газа.

Динамика технологических показателей на Южном блоке свидетельствует об ограниченном влиянии законтурной области и малой эффективности закачки газа.

Темпы отбора нефти, в силу различной продуктивности скважин, на Северном и Южном блоке различны, что приводит к замедлению выработки запасов на Южном блоке.

Следует обратить внимание на нерегулярность замеров пластового и забойного давлений по скважинам и необходимость строгого соблюдения периодичности проведения исследований, выполняемых с целью контроля за процессом разработки.

Анализ выработки запасов

На Окружном месторождении не проводилось каких-либо специальных исследований с целью выявления механизма выработки запасов, поэтому наши выводы могут быть основаны только на промысловой информации о характере притока скважин.

В процессе эксплуатации с пластовой водой в продукции работали скважины 25, 33 на Северном блоке и скважины 1,7, 14 на Южном. Скважины 33 и 14 были обводнены.

Северный блок

В апреле 2002 г. по скважине 33 проводились очередные изоляционные работы, после которых интервал перфорации составил 1696-1711м. Однако, по результатам гидродинамических исследований (данные термометрии, кривые притока) жидкость в скважину поступала только из интервала 1709,6-1710,4 м. Обводненность продукции составила 74 % при минерализации 9 мг/л.

В скважине 25 на текущий момент обводненность составляет 20% при минерализации соответствующей пластовой воде, не все интервалы перфорации с абсолютной отметкой ниже 1570 м и выше 1844 м изолированы. Из этого можно сделать выводы о заколонных перетоках.

По остальным скважинам блока обводненность не наблюдается, причем нижние работающие дыры перфорации находятся на абсолютной отметке 1710 м в скважине 18.

Южный блок

По скважине 7 текущая обводненность составляет 15% , по скважине 1 - 6%. Скважины расположены на границе с водонефтяной зоной. Абсолютные отметки нижних дыр действующих интервалов перфорации: для скважины 7 - 1797 м., скважины 1 - 1607м, скважины 14 - 1770 м. Обводненность в скважине 1 по-видимому связана с негерметичностью расположенных ниже изолированных интервалов перфорации, а в скважинах 7 и 14 с движением ВНК.

По остальным скважинам блока обводненность не наблюдается, причем нижние дыры действующей перфорации находятся на абсолютной отметке 1740 м.

Вывод

На основании этих фактов можно сделать вывод, что за период разработки ВНК мог подняться:

На Северном блоке до отметки близкой к 1710 м

На Южном блоке до интервала 1770-1740 м

Для более точного заключения необходимо проведение специальных промысловых исследований методом ИННК.

Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Система воздействия

Утвержденный вариант разработки предполагает разработку залежи с закачкой воды и газа. Закачка воды должна производится в приконтурной части залежи в скважину 16 Северного блока и в скважину 28 Южного блока, закачка газа в скважину 20 Южного блока. Приемистость предполагалась на уровне 250 м3/сут, что обеспечивало текущую компенсацию на уровне 60-70%. Остальная потеря упругого запаса, вследствие добычи нефти, должна восполнятся за счет активности законтурных вод.

Отметим, что вариант разработки ориентировался на другую геологическую модель:

Запасы нефти которой составляли 13.4 млн.т (что почти 1,5 раза меньше);

Механизм вытеснения, ввиду интенсивности обратной капиллярной пропитки, был принят близким к механизму вытеснения из поровой среды;

Непроницаемым считался только разлом, отделяющий Северный и Южный блоки.

Залежь на тот момент находилось на начальной стадии разработки:

* текущий КИН составлял 4%;

* закачка воды и газа еще не проводилось в продукции скважин отсутствовала вода;

* динамика пластовых давлений свидетельствовала о хорошем энергетическом потенциале залежи.

К настоящему времени накоплена промысловая информация, позволяющая оценить эффективность сделанных в технологической схеме положений. Очевидными можно теперь считать: более энергетический потенциал залежи и наличие ряда изолирующих разломов на Южном блоке. Скорость движения фронта закачиваемой воды от скважины 16 к скважине 33 свидетельствует о трещинно-поровом механизме фильтрации. Недостаточная активность законтурной области привела к существенному падению пластового давления до 12 МПа, а по скважинам в купольной части Северного блока до 10 МПа. В районе этих скважин были сформированы техногенные газовые шапки, а газовый фактор вырос до 1000 м3/сут.

Ранее предполагалось, что давление всегда будет поддерживаться выше давления насыщения за счет влияния законтурных вод, закачки воды и газа. Наличие ряда изолирующих разломов послужило причиной того, что скважина 6, нагнетающая газ, оказалась в изолированном блоке и не оказала никакого влияния на энергетику окружающих добывающих скважин. Вряд ли планируемая в технологической схеме закачка воды в скважину 28 стабилизировала ситуацию. Если бы она состоялась, то привела бы к быстрому обводнению скважины 7, без какого-либо влияния на энергетику остальных добывающих скважин. В результате вместо планируемой стабильности отборов жидкости и нефти в настоящее время наблюдается их интенсивное падение.

Геолого-технологические мероприятия

В технологической схеме были предусмотрены геолого-технологические мероприятия направленные на интенсификацию добычи, а так же сделан вывод о том, что проводимые ранее мероприятия по увеличению нефтеотдачи оказались неэффективными: закачка ПАВ в скважинах 1 и 4, грязекислотная обработка в скважине 6. Комплекс геолого-технологических мероприятий был разработан отдельно для добывающих и нагнетательных скважин. В добывающих скважинах планировалось:

Обработка призабойной зоны с целью её раз глинизации, возникающей в результате загрязнения в процессе бурения и эксплуатации. В качестве агента воздействия рекомендуется применение глинокислотных растворов, содержащих плавиковую кислоту, растворяющую в призабойной зоне глинистые кольматирующие образования;

Акустическое воздействие на перфорированные интервалы с частотой 20 кГц с целью увеличения продуктивности за счет увеличения проницаемости в связи с изменением структуры порового пространства, разрушение минеральных солеотложении и т.д;

В нагнетательных скважинах:

* соляно-кислотная обработка призабойной зоны для устранения кольматирующих образований, возникающих в результате химических реакций закачиваемой пресной воды с пластовыми водами и скелетом породы.

ЗАО «Петросах» в течении 1999-2002 г.г. опробованы все из рекомендуемых мероприятий. Наибольшую успешность имели дополнительная перфорация нижележащих продуктивных интервалов по скважинам 30, 31 и повторная перфорации в скважинах 25,28.

Способ эксплуатации

В качестве механизированного способа эксплуатации скважин прекративших фонтанирование были рекомендованы установки УЭЦНМ5 и УЭЦНМ5А. Но он не был реализован. Вместо этого такие скважины эксплуатируются газлифтными установками в периодическом режиме и имеют низкую производительность.

Выводы:

Реализуемая в настоящее время система воздействия не эффективна и требует пересмотра в связи с изменившимися представлениями о геологической модели и накопленной промыслово-технологической информацией.

Предложенные технологии воздействия на призабойную зону скважин признаны, в основном, успешными. Их можно рекомендовать для дальнейшего использования.

Перспективы добычи залежи связаны с восстановлением давления и переходом с низкоэффективного варианта газлифтного способа эксплуатации на его более эффективную модификацию или применение злектроцентробежиых насосов.

Технологии воздействия, реализуемые в добывающих скважинах.

С целью интенсификации добычи нефти и повышения эффективности выработки запасов рекомендуется дополнительная и повторная перфорация продуктивных интервалов в скважинах 1, 6, 28. Следует отметить, что проведенные ранее работы по дополнительной перфорации нижележащих продуктивных интервалов по скважинам северного блока (скв. 30, 31) и повторной перфорации (скв. 25, 28) дали положительный результат.

При обосновании технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта на Окружном месторождении учитывались следующие геологические факторы:

Литологический, породы коллекторов месторождения представлены силицитами, кремнистыми аргиллитами и опоками;

Низкая абсолютная проницаемость пластов- коллекторов;

Пространственная неоднородность пластов- коллекторов по проницаемости:

Основные запасы нефти сосредоточены в матрице породы и трещины выполняют роль дренажных систем.

Основной причиной снижения проницаемости призабойной зоны скважин является частичная кольматация порово-трещинного пространства пласта твердой составляющей глинистого раствора в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также уменьшение проводимости трещин в результате их смыкания из-за снижения пластового давления. Таким образом, первостепенной задачей работ по интенсификации притока нефти на месторождении является обеспечение дебитов скважин соответствующих потенциальным возможностям пласта.

Технология качественного первичного и вторичного вскрытия пласта более подробно освещена в соответствующем разделе отчета. Для находящихся в эксплуатации скважин к применению рекомендуются следующие основные технологии: акустическое воздействие, гидроразрыв пласта (ГРП), гидравлическое раскрытие микротрещин (ГРМ) или гидрорасклинивание.

Технология акустической обработки скважин основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн в интервале перфорации скважины. При взаимодействии акустического поля с породой коллектора увеличение продуктивности скважин происходит за счет следующих факторов:

Увеличение проницаемости пород в связи с изменением структуры пустотного пространства;

Разрушение минеральных солеотложений;

Акустическая дегазация и снижение вязкости нефти;

Ультразвуковой капиллярный эффект.

Для определения эффективности акустического воздействия были проведены лабораторные исследования на керне Окружного месторождения, отобранного из скважины 17. В результате опытов на 2 образцах керна увеличение проницаемости составило 31,2 и 125 %.

Гидроразрыв пласта является мощным средством повышения фильтрационных свойств призабойной зоны и пласта путем создания трещин. При создании высоких давлений на забое скважины жидкостью разрыва, закачиваемой в скважину с поверхности, в эти трещины нагнетают проппант, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещинам сомкнуться после снижения давления. Образованные в пласте новые трещины становятся высокопроницаемыми каналами для фильтрации нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта.

Менее радикальным средством является гидрорасклинивание (ГРМ), которое подразумевает восстановление ухудшенных, ввиду смыкания и кольматации, фильтрационных свойств уже имеющихся трещин. Технология подразумевает закачку проппанта жидкостью на гелевой растворимой основе, при более низкой, чем при ГРП репрессии на пласт, без создания новых трещин.

2. Техника и технология добычи нефти и газа

Характеристика показателей эксплуатации скважин

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

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

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

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

Пластовое давление, МПа 14-18

Проектное забойное давление, МПа 8-12

Расчетное устьевое давление, МПа 1,5-3,0

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

Расчетная глубина скважины по вертикали, м 1800

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

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

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

В настоящее время 5 скважин переведено на газлифтный способ эксплуатации (2-на северном блоке и 3 - на южном). Выбор газлифтного, способа эксплуатации возможен благодаря наличию мощностей по компрессированию, так как кроме использования газа для подъема жидкости ведется его закачка в пласт с целью поддержания пластового давления. На 1.01.20012 года дебит по нефти составляет 9,5 - 60,7 т/сут при обводненности 0,6-18,5 %.

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

Применение газлифтного способа

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

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

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

* пониженным относительно начального пластового давления в зоне отбора, вследствие чего снижается приток нефти к забоям добывающих скважин;

* применяется неэффективная схема периодического газлифта.

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

Расчет установки можно проводить по РД 39-0148070-015 ВНИИ -86 «Руководство по применению периодического газлифта на месторождениях Западной Сибири» ( Тюмень, СибНИИНП, 1986 г.).

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

Требования к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

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

Протяженность магистральных трубопроводов с юга месторождения "Окружное" до НПЗ:

4 дюйма (DIX - 4 " - OL) - 3,5 км.

6 дюймов ( DIX - 6 " - OL) - 3,6 км.

Протяженность магистральных трубопроводов с севера месторождения "Окружное" до НПЗ:

4 дюйма - 605 м.

6 дюймов - 603 м. От скважин до врезки в магистральные трубопроводы используется диаметр труб 3 дюйма DIX - 3 " - OL.

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

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

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

Требования к закачиваемой воде

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

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

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

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

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

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



3. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Коррозия

В процессе эксплуатации скважин на месторождении может происходить коррозия оборудования при наличии в продукции коррозионных компонентов. Для предупреждения этого явления предусмотрены следующие мероприятия: скорости потока в трубопроводах обеспечивает турбулентный режим течения при отсутствии расслоения системы нефть-вода;

не допускается подсос воздуха в систему трубопроводов и аппаратов;

максимальное содержание кислорода в водной фазе нефтеводяной эмульсии - 0,1 мг/л;

Деаэрация воды в системе водоподготовки предусматривает обеспечение содержание кислорода не более 0,2 мг/л;

Не допускает подачи деэмульгаторов в систему нефтесбора;

Производится дозирование соответствующих химреагентов - ингибиторов коррозии в скважины и наземные трубопроводы.

Конкретная марка, производитель, объемы и периодичность дозирования определяются в процессе эксплуатации месторождения на основании технико-экономических исследований, в процессе которых, в частности, определятся виды коррозии - окислительная, кислотная, сероводородная и т.д.

В составе наземного оборудования предусматриваются блочные дозирующие установки для химреагентов с многоточечными насосами на давление до 4,0 МПа.

Оборудование устья скважины предполагает установку регулирующих устройств для ввода реагентов в затрубное пространство.

Отложение АСПО

При охлаждении продукции скважин ниже температуры насыщения нефти парафином могут происходить отложения АСПО в лифтовых трубах, наземных трубопроводах и аппаратах. Для борьбы с этим явлением в случае необходимости будут использоваться механические, химические или термические способы.

...