Сбор и подготовка нефти

 

Средняя приёмистость нагнетательных скважин составила 204 м3/сут , что  выше проектной , т. к. давление на устье  нагнетательных скважин превышает  проектное.

    Устьевое оборудование  нагнетательных скважин состоит  из арматуры АНК65-210 и АНК65-140 , которое обеспечивает нормальную работу при фактическом и проектном давлении нагнетания . Подземное оборудование нагнетательных скважин состоит из НКТ диаметром 73мм.-в 301скважине , диаметром 60мм.-1 скв. , диаметром 89 мм.- 4 скв. , 60-73мм.-105 скв. , 73-89мм.-18 скв. , 60-73-89мм.-4 скв. Подземное оборудование обеспечивает нормальную эксплуатацию фонда при фактической приёмистости.

Средняя протяжённость  высоконапорных водоводов на месторождении  составила 586.4 км. Подготовительный анализ обустройства трубопроводных сетей системы ППД показал , что фактически построеные напорные водоводы имеют ряд существенных отличий от проектной:

- общая протяжённость  построенных на 1.01.91 год напорных  водоводов сильно отличается  от проектной (481.4 км) в большую  сторону.

   При строительстве напорных водоводов использовались трубы меньшего диаметра, чем предусмотренно по проекту (от КНС-1 на куст 87 использовались трубы диаметром 114 мм вместо труб диаметром 159 и 219 мм по проекту , от КНС-15 на куст 121 использовались трубы диаметром 114 мм вместо труб диаметром 159 и 219 мм по проекту). При строительстве напорных водоводов использовались трубы с меньшей толщиной стенки , чем предусматривалось по проекту.

   В период с  1980 по 1997 годы на месторождении  документально фиксировалось193 порыва напорных водоводов. Основная причина порывов - разрушение металла стенок труб водоводов под воздействием коррозии (таблица 4.1.4), что связано с началом процесса “старения” напорных водоводов строительства 1978-1981 г.г. , а также отставание от проектных диаметров и толщин стен напорных водоводов , что в свою очередь предопределяет невозможность эксплуатации водоводов при проектном давлении нагнетания. Это указывает на необходимость проведения мероприятий по антикорозийной защите напорных водоводов и строительство водоводов согласно проектным требованиям. Для определения возможности обеспечения проектного устьевого давления нагнетания был проведён расчёт максимально допустимых устьевых давлений напорных водоводов , в котором были учтены фактические показатели работы системы ППД и уменьшение толщины стенок напорных водоводов вследствие коррозии. Скорость коррозии была принята согласно РД 39-1-1325-85. Результаты расчёта максимально допустимых рабочих давлений помогли установить , что все напорные водоводы , кроме водоводов отнесённых к КНС-1,2,3,4,8,10 и 15, которые способны работать только при фактическом давлении нагнетания , способны работать при проектном давлении нагнетания. Расчёт водоводов, подлежащих замене, проводился по следующему принципу:

подлежит замене водовод, толщина стенки труб которого в процессе эксплуатации из-за коррозии уменьшилась до величины, при которой эксплуатация водовода при фактическом давлении нагнетания приведёт в дальнейшем к увеличению числа порывов. Согласно расчёту, необходимые объёмы реконструкции водоводов составляют в целом по месторождению 278.0 км.

  Подсчёт закачиваемой  воды в системе ППД на Южно-Сургутском  месторождении осуществляется 44 расходомерами СВУ и 18 расходомерами СВЭМ, установленными на выкидных линиях насосных блоков , а также 207 расходомерами СВУ, вмонтированными в блок на кустах   нагнетательных скважин.

 На основании вышеизложенного  можно сделать следующие выводы:

1. Действующие мощности КНС при фактической производительности и давлении нагнетания и с учётом оптимального резервирования насосов способны обеспечить объём закачки воды 57.8 млн. м3 в год.
2. Устьевая арматура способна обеспечить эксплуатацию нагнетательных скважин при фактическом и проектном давлении нагнетания.
3. Для учёта закачиваемой воды, а также для контроля за работой нагнетательных скважин, необходимо устья всех скважин оборудовать расходомерами.

4. Для обеспечения  безаварийной работы системы  напорных водоводов необходимо проведение мероприятий по своевременной замене водоводов и антикорозийной защите.

  4.2. Требования к  системе ППД и качеству воды,используемой  для заводнения.

     Закачка  воды в нагнетательные скважины  должна производиться по колонне  насосно-компрессорных труб. Конструкция  лифтов нагнетательных скважин  представлена в таблице (нумерация секций приведена от забоя к устью) :

 

№ секции	Типоразмер	Группа	Длина , м.
1            2	73.00х5.50      73.00х5.50	D             К	2307           343

 

  Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надёжную эксплуатацию скважин в течении всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания.

   Устья всех  нагнетательных скважин должны  оборудоваться малогабаритной устьевой  арматурой АНЯ-65-21, а при её отсутствии арматурой АНК 1-65-210 с обязательным утеплением пенополистирольными колпаками и организацией электроподогрева при помощи гибкой электронагревательной ленты. Весь нагнетательный фонд должен быть оснащён расходомерами и регуляторами расхода, тип которых выбирается при проектировании обустройства системы ППД. В случае отсутствия  автоматических регуляторов расхода воды, следует предусмотреть на устье каждой нагнетательной скважины или в блок-гребёнках кустов в КНС возможность установки легкосъёмных штуцеров из износостойких материалов. В качестве источника водоснабжения рекомендуется использовать на месторождении подтоварную и пресную воды, а на КНС-7,8 и 10 - сеноманскую. Тип насосов КНС определяется в зависимости от проектного устьевого давления нагнетательных скважин и гидравлических сопротивлений в напорных водоводах и обвязке КНС согласно РД 39-0148070-025 ВНИИ-86 “Методика анализа и проектирования параметров систем ППД на действующих и новых месторождениях Западной Сибири”. Для обеспечения проектного устьевого давления нагнетательных скважин и проектных объёмов закачки воды рекомендуется использовать установленные на месторождении насосы ЦНС180-1422. Существующие мощности КНС способны обеспечить при фактической производительности насосов ЦНС180-1422 и сучётом оптимального резервирования объём закачки воды 57.8 млн.м3 в год, что значительно превышает проектные максимальные объёмы закачки воды.

   В настоящее  время пластовое давление выше  первоначального на 

3.0 Мпа, что связано  с превышением фактической приёмистости (204м3/сут) над проектной (143м3/сут), при фактическом давлении на устье нагнетательных скважин (13.7 Мпа), что выше проектного (13.0Мпа). Для ограничения приёмистости и устьевого давления нагнетательных скважин рекомендуется устья скважин оборудовать минерало-керамическими штуцерами, как это делается в АО Сургутнефтегаз. Так же регулирование объёмов закачки воды и устьевого давления нагнетательных скважин можно осуществлять остановкой одного или всех насосов КНС.

   В целях контроля за технологическими параметрами работы системы ППД средства учёта закачиваемой воды следует установить на приёме каждой КНС, на выкиде каждого насоса, на каждом напорном водоводе в помещении распределительной гребёнки КНС и на устье всех нагнетательных скважин. 

     

 

 

 

 

 

 

 

 

  4.3. Работы по воздействию  на призабойную зону пласта  нефтяных скважин Южно-Сургутского  месторождения.

     Методы воздействия на призабойную зону пласта представлены в основном кислотными обработками , на их долю приходится 80% всех работ по обработке призабойной зоны (ОПЗ). Этот метод наиболее прост и эффективен, отличается низкими трудовыми и материальными затратами.

      Кислотная  обработка забоев скважин относится  к химическим методам воздействия на пласт. При её проведении химические агенты реагируют с породой пласта, с материалами и веществами, внесёнными в призабойную зону и изменившими коллекторские свойства пласта в непосредственной близости от скважины. Уравнение химической реакции соляной кислоты с карбонатными породами следующие:

  - с известняками: CаСО3 + 2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2

  - с доломитами:  CаМg(CO3)2 + 4HCl = CаСl2 + МgCl2 + 2Н2О + 2СО2

  Полученные в результате  реакции хлористый кальций СаСl2 и хлористый магний МgCl2  хорошо растворяются в воде и легко удаляются из ПЗП вместе с продукцией скважины; в пласте образуются новые пустоты и каналы.

 За последние три  года (1994-1996 г.г.) был проведён большой  объём работ по ОПЗ с целью  повышения добывных возможностей  нефтяных скважин. Для анализа возьмём 18 скважин (таблица 4.3.1.) Анализ данных таблицы позволяет сделать вывод о том, что на месторождении используются три разновидности методов воздействия  на пласт : солянокислотная обработка (СКО), глинокислотная обработка (ГКО) и метод многократных депрессий на пласт (МКД).  Наилучшие показатели получены при обработке скважин солянокислотным раствором на долю которых приходится около 70% от всего объёма работ по ОПЗ. Прирост дебита в среднем составил 10.0 т/сут, дополнительно добыто 125.6 тыс.т нефти на 113 скважинах. Однако, высокая эффективность солянокислотных обработок проявляется только при низкой обводнённости продукции скважин(таблица 4.3.5) Из анализа видно, что успешность кислотных обработок скважин, работающих с обводнением более 30% не превышает 45%. Дополнительная добыча нефти в данных условиях более чем в два раза ниже потенциальной возможности методов. Снижение успешности кислотных обработок с ростом обводнённости продукции связано, во-первых с тем, что на забое скважины концентрация кислоты резко снижается, т.к. происходит разбавление кислоты водой, а во-вторых кислота фильтруется при закачке в обводнённый интервал, увеличивая его проницаемость и ускоряет обводнение скважины при последующей эксплуатации. Прорыв пластовой воды к фильтру скважины приводит к резкому снижению фазовой проницаемости породы для нефти,   снижению продуктивности скважины и резкому росту обводнения. Для эффективности обработок в высокообводнённых скважинах перед проведением обработки в скважине проводят водоизоляционные работы.

  В таблице 4.3.3 приведены зависимость показателей методов воздействия на пласт от первоначального дебита скважин. Анализ данных таблицы позволяет сделать вывод, что более 30% скважин, подвергшихся ОПЗ, малодебитные либо находились в бездействии. В таблице 4.3.4. представлены результаты анализа эффективности работ по воздействию на призабойную зону пласта в зависимости от способа эксплуатации до и после ОПЗ. По данным таблицы видно, что основная часть дополнительной добычи нефти приходится на скважины, работающие до ОПЗ на “фонтане”, а после обработки переведённые на механизированный способ добычи нефти. На скважинах, которые были переведены после СКО на механизированный способ добычи получены наилучшие показатели. Но однозначно ответить на вопрос, за счёт чего, обработки или смены способа эксплуатации получен эффект, при отсутствии гидродинамических и промыслово-геофизических исследованний скважин до и после обработки, не представляется возможным. Поэтому проведём сравнение затрат на дополнительную добычу 1т. нефти в зависимости от способа эксплуатации:

             ЭЦН- 96600 руб. (СКО)

                        190310 руб. (ГКО)

             ШГН- 503400 руб. (СКО)

                          ГКО- неуспешные

             фонтан.- 528200 руб.(СКО)

                          ГКО- неуспешные

  Если сравнить эффективность  проводимых мероприятий в стоимостном  выражении, то получится, что солянокислотные обработки самые эффективные. Стоимость солянокислотной обработки в среднем колеблется от 140 млн. до 150 млн. руб. , глинокислотной от 152 млн. до 185 млн. руб. , МКД от 180 млн. до 182 млн руб. Дополнительная добыча нефти при солянокислотной обработке на 1 скважинооперацию составила 720 т, с учётом цены 1 т.  нефти и затрат на проведение ремонта экономическая эффективность составляет более 9 млн.руб. на скважину, тогда как ГКО- менее 100 тыс.руб., а МКД- около 220 тыс. руб. По другим видам воздействия эти показатели значительно ниже. Исходя из технико-экономических показателей применяемых методов воздействия на призабойную зону пласта можно сделать вывод о том, что для повышения производительности нефтяных скважин наиболее эффективно солянокислотное воздействие.

    4.3.1. Технология  проведения кислотных обработок.

    Технология воздействия  на призабойную зону пласта  в процессе его вторичного вскрытия заключается в перфорации скважин при заполнении эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта кислотными композициями, продавке их в пласт после перфорации и осуществлении работ по вызову притока.

  Для приготовления кислотных  композиций применяются соляная  кислота, хлористый кальций, ацетон, гликоли. Плотность перфорационных сред (ПС) можно изменять в пределах 1020-1295 кг/м3 компонентов в растворе. При выборе типа перфорационной среды необходимо руководствоваться геолого-физическими условиями продуктивного пласта.

    ПС-1, состоящая из товарной  соляной кислоты, ацетона, хлористого  кальция и воды, применяется на скважинах с проницаемостью коллекторов менее 0.200 мкм2, с высоким содержанием (более 5%) глинистого материала в поровом пространстве коллектора, на скважинах, дающих безводную нефть с обводнённостью продукции до 50%. Температурный диапазон применения ПС-1 колеблется от -20 до +100 С.

   ПС-2, состоящий из товарной  соляной кислоты, этилен-, диэтилен-, триэтиленгликоля или полиэтиленгликоля, хлорида кальция и воды применяется на скважинах с проницаемостью пластов более 0.050 мкм2/, с высоким (более 5%) содержанием глинистого материала в поровом пространстве коллектора, на скважинах, дающих безводную нефть или с обводнённостью продукции до 50%. Температурный диапазон применения ПС-2 от -20 до +85 С.

    ПС-3, состоящая из товарной  соляной кислоты, хлористого кальция и воды, применяется на скважинах с проницаемостью более 0.150 мкм2 с содержанием глинистого материала в поровом пространстве коллектора менее 5% и реликтовой водонасыщенностью не более 25%. Температурный диапазон применения ПС-3 от -20 до +85 С. Количество реагентов для приготовления ПС рассчитывают по номограммам.

                                 Технологический процесс.

  Плотность жидкости глушения (ЖГ) выбирается из условия превышения гидростатического давления столба жидкости глушения над пластовым давлением на 5-10%. При проведении перфорации в кислотных средах применяются корпусные перфораторы типа ПК, ПКО, ПНКТ. Выбор плотности перфорации производится в соответствии с СТО 51.00.017.84 “Выбор типоразмера перфоратора и плотности перфорации в  зависимости от геолого-промысловой характеристики объектов разработки месторождений Тюменской области”. Объём ПС выбирается из условия заполнения эксплуатационной колонны на 100-150 м. и выше верхних проектных отверстий интервала перфорации. Закачка ПС производится непосредственно перед проведением перфорации. Для этого необходимо опустить колонну НКТ до глубины нижних отверстий интервала перфорации и заменить жидкость в скважине на жидкость глушения - водный раствор хлорида кальция (при отсутствии хлорида кальция в больших объёмах, можно глушить раствором хлорида кальция, но с применением верхнего и нижнего буфера из раствора хлорида кальция в объёме 1 м3). Закачать в НКТ расчётное количество ПС и продавить жидкостью глушения до выравнивания ПС в НКТ и эксплуатационной колонне. Поднять колонну НКТ, оборудовать устье скважины крестовиной фонтанной арматуры и перфозадвижкой. После окончания перфорации продавить ПС в пласт жидкостью глушения при давлении, не превышающем давление опрессовки эксплуатационной колонны. После окончания продавки провести работы по вызову притока. Критериями выбора технологии освоения скважин после проведения работ по вторичному вскрытию являются величина необходимой депрессии для вызова притока пластового флюида и способ эксплуатации скважин. При фонтанной эксплуатации скважины вызов притока осуществляется путём замены жидкости глушения на безводную нефть с дальнейшим снижением уровня жидкости компрессором. Допустимые депрессии определяются в соответствии с РД 39-2-1217-84 “Инструкция по освоению и исследованию скважин на месторождениях Западной Сибири”. При вызове притока флюида на скважинах, характеризующихся близким расположением нефтеводогазоносных горизонтов, необходимо руководствоваться требованиями “Технологического регламента на вскрытие, крепление и освоение скважин с близким расположением нефтегазоводоносных горизонтов и низкопроницаемыми коллекторами  Суторминского, Лянторского, Лор-Еганского, Урьевского, Поточного и др. месторождений” (дополнение к действующим проектам на строительство скважин). При проницаемости продуктивных пластов ниже 0.100 мкм2 скважины необходимо осваивать с использованием метода многократных депрессий или установкой типа УОС.