Освоение скважин азотом на Южно-ягунском месторождении

 

За текущий год по НГДУ «Когалымнефть» за счет применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГРП, СПС, ВДС, ЭСС, КМЭ и их композиций) дополнительно добыто 306,344т.т. нефти, за счет форсированного отбора и циклической закачки (ГМУН) – 106,04 т.т.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Требования к конструкции скважин, технологиям и производству буровых работ.

 

Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим качество строительства скважин, а также дальнейшую эффективную и длительную эксплуатацию является выбор рациональной конструкции скважины.

 Конструкция  должна быть экономичной и  обеспечивать: эксплуатационную надежность  скважины как технического сооружения, проектный уровень ее эксплуатации, оптимальный режим проводки ствола  скважины на уровне современной  техники и технологии, предупреждение  осложнений и аварий, а также  охрану недр в процессе бурения  и в период эксплуатации, качественное  разобщение продуктивных и проницаемых горизонтов.

 В  соответствии с этим, а также  с учетом конкретных геолого-физических  характеристик залегаемых пород  и условий вскрытия продуктивных  пластов для Южно-Ягунского месторождения  рекомендуются следующие варианты  конструкций, скважин в зависимости  от применяемой технологии.

 При  вскрытии продуктивных пластов  БС11-1, ЮС1 и ЮС2 рекомендуется следующая  конструкция скважин:

• направление диаметром 425 мм спускается на глубину 30-50 м, трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется раствором нормальной плотности до устья;
• кондуктор диаметром 324 мм в добывающих скважинах – на глубину 400-450 м, а в нагнетательных, как минимум, на 20 м ниже подошвы люлинворской свиты. Трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется раствором нормальной плотности до устья;
• при установке в верхней части кондуктора спец. приспособлений для удержания цементного раствора в кольцевом пространстве (при опускании его уровня в процессе ОЗЦ) возможен вариант бурения без спуска направления. Однако, необходимо иметь ввиду, что подъем цементного раствора до устья за кондуктором во всех скважинах не гарантируется. Тем самым не всегда обеспечивается изоляция верхних водоносных горизонтов и, как следствие, не исключает их загрязнение.

Предпочтительнее спуск и цементирование направления. В нижней части кондуктор центрируется с целью предотвращения возможных осложнений в процессе дальнейшего углубления скважины.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину – на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта.

В интервале продуктивных отложений, а также башмака кондуктора колонна центрируется.

При толщине перемычки, разделяющей продуктивный и ближайший водоносный горизонты, до 8 м в добывающих и до 12 м в нагнетательных скважинах колонна оборудуется пакером, устанавливаемым в этой перемычке.

Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной в добывающих скважинах устанавливается на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных – до устья. В реальных условиях, учитывая снижение уровня в процессе ОЗЦ, тампонажный раствор должен быть поднят, как минимум, в добывающих скважинах – в башмак кондуктора, в нагнетательных – должна быть перекрыта люлинворская свита.

За колонной в интервале от башмака до уровня на 150 м выше продуктивного пласта размещается седиментационно устойчивый цементный раствор нормальной плотности, выше-облегченный глиноцементный.

В случае, если закачивание воды в нагнетательные скважины будет осуществляться через НКТ, оборудованные пакером, при надлежащем контроле за режимом работы скважины, необходимо поднять тампонажный раствор во всех категориях скважин до уровня на 100 м выше башмака кондуктора.

Для скважин Южно-Ягунского месторождения с целью недопущения гидроразрыва пластов и уменьшения поглощения цементных растворов эксплуатационными объектами рекомендуется цементирование в две ступени.

Разрыв времени между окончанием цементирования нижней ступени и началом цементирования верхней должен быть не менее удвоенного времени начала схватывания тампонажного раствора в условиях температуры и давления нижней ступени цементируемого интервала. Во время ОЗЦ нижней ступени необходимо периодически восстанавливать циркуляцию через отверстия муфты для ступенчатого цементирования.

Следует иметь ввиду, что существующая технология крепления обеспечивает надежность разобщения пластов продуктивной части разреза при среднестатистической величине депрессии 1Мпа на 1м интервала разделяющей непроницаемой перемычки. В реальных условиях непроницаемый раздел может быть незначительным, либо вообще отсутствовать. В этих случаях возникновение заколонных перетоков или подтягивание подошвенной воды неизбежно и определяется только фактором времени.

Для обеспечения качественного крепления ствола скважины и надежного разобщения проницаемых горизонтов должны применяться специальные технические средства на обсадные колонны (скребки, турбулизаторы, центраторы).

 Основной функцией тампонажных  растворов является изоляция  с их помощью флюидосодержащих  пластов друг от друга и  от земной поверхности. В проекте строительства скважин должны быть предусмотрены следующие технико – технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на окружающую среду:

• интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбираются в соответствии с требованиями технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза данного месторождения; применение токсичных материалов в процессе цементирования является недоступным.
• для улучшения сцепления цементного камня со стенками обсадных труб и стенками скважины предусмотрена предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, разрушающей глинистую корку.

 Контроль качества цементирования  осуществляется геофизическими  методами и опрессовкой колонн  согласно «Инструкции по испытанию  скважин на герметичность». Устье  скважины оборудуется в соответствии  с действующими нормативными  документами противовыбросовым  оборудованием.

Основные требования к организации и производству буровых работ на Южно-Ягунском месторождении – это безаварийная проводка ствола скважины, снижение себестоимости метра проходки и минимально возможное техногенное воздействие на окружающую природную среду, недра и подземные воды при обеспечении запланированных объемов бурения.

Правила выполнения этих требований должны соблюдаться в процессе разработки проектной документации и на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных вышкомонтажных работ, бурение, освоение, а также ликвидацию и консервацию скважин. При этом предусматривается постоянный контроль за состоянием окружающей среды.

5 Специальная часть

5.1 Общие характеристики освоения скважин азотом

         В настоящее  время применения способа освоения  скважин азотом  на Южно – Ягунском применяется все чаще. Технология применяется в случае необходимости понижения противодавления на пласт, обусловленного наличием в скважине жидкости для глушения или бурового раствора, оставшегося после выполнения операций бурения или капитального ремонта.

        Применение  газообразных агентов - наиболее  перспективное направление развития методов снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечить быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования

   Технология вызова притока  нефти и газа из пласта с  использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агрегатов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

5.2 Установки для транспорта и нагнетания азота в скважины

Для транспорта жидкого азота к скважинам используют азотные газифика-ционные установки. Из выпускаемых отечественной промышленностью установок наилучшими параметрами применительно к нефтегазодобывающей промышленности обладает установка АГУ-6000-500/200 или то же АГУ-8К (далее - АГУ), показанная на рис. 9.1.

Рис. 9.1. Азотная газификационная установка

Установка АГУ состоит из автомашины КРАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса KB 6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29М или НСГ-500/200, испарителя.

Завод-поставщик гарантирует нормальную работу установки с учетом использования запасных частей в течение 5000 ч.

Резервуар ТРЖК-5 включает сосуд для жидкого азота с арматурой и кожух. Пространство между кожухом и сосудом заполнено порошковым аэрогелем и отвакуумировано. Для увеличения вакуума применяется цеолит.

Сосуд выполнен сварным из листовой стали Х18Н9Т. В нижней части резервуара установлены испарители, изготовленные, как и все элементы обвязки, из стали Х18Н10Т.

Объем сосуда составляет 9500 л, максимальное рабочее давление -0,25 МПа. При хранении (при температуре 20 °С и давлении 0,1 МПа) испаряется 1,75 кг/ч жидкого азота. С учетом потерь и остатка одна установка АГК-8К вырабатывает 20000м3 газообразного азота.

Резервуар погружного насоса KB 6101 выполнен аналогичным образом и отличается от резервуара ТРЖК-5 лишь размерами.

Для перекачки сжиженного азота из резервуара под давлением предназначен насос НЖК-29М или 12НСГ 500-200. Подача насоса по жидкому азоту составляет 500 л/ч при давлении нагнетания 22 МПа. Насос приводится в движение электродвигателем мощностью 13 кВт через редуктор.

Газификация подаваемого насосом жидкого азота осуществляется в испарителе. Испаритель состоит из змеевика, выполненного из латунной трубки и заключенного в наполненный водой алюминиевый кожух. Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду кожух термоизолирован. Для нагрева воды в испарителе используются девять трубчатых электронагревателей мощностью по 6 кВт, напряжением 220 В.

Полная мощность, потребляемая одной установкой, составляет 68 кВт.Для проведения промысловых работ обычно используются две установки. Питание их осуществляется от сети потребителя или от передвижной электростанции мощностью 200 кВт.

 

5.3 Подготовка оборудования и материалов для освоения скважин азотом

       Оборудование  позволяет осуществить газификацию  на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта.

Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 9.2

Рис. 9.2. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом:

/ - азотная газификационная установка  АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения азотных газификационных установок к скважине ("гребенка"); 6 - заглушка на резервном входе "гребенки"; 7 - нагнетательная линия для подачи газа в скважину; 8 - манометр; 9 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 14 - 17 - задвижки фонтанной арматуры; 12 - крестовина; 18 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 - нефтесборный коллектор; 20 - накопительная емкость; 21 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 18; 22 - пробоотборный кран

Обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2-8,4 т), а при использовании газированной жидкости (пены) - расчетные количества технической воды и ПАВ. Пенообразующую жидкость следует приготовлять в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину.

Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне.

На 1 м3 воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в перерасчете на активное вещество) сульфанола, ОП-10 или других ПАВ.

Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, качества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять такое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.

  5.4 Расчет параметров освоения скважины азотом

Ввиду ограниченного запаса газообразного азота в цистернах АГУ при освоении скважин особенно остро ставится вопрос о его экономном расходовании. До начала освоения с целью обоснования процесса требуется определение основных параметров освоения — необходимого объема азота, длительности освоения, давления закачки на устье, предельной глубины спуска лифта, при которой возможно освоение газообразным азотом при располагаемом рабочем давлении азотных установок и др.