Отчет по практике в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Солеотложение является одним из главных осложняющих факторов, влияющих на нефтедобычу. В настоящее время фонд солеотлагающих скважин на месторождении составляет 96 шт., из которых 66 защищаются по различным технологиям: 9 скважин – по технологии постоянного ингибирования, 55 – периодическим ингибированием, 2 – периодическими соляно-кислотными промывками.

Солеотложение имеет место, главным образом, на рабочих колесах УЭЦН. По этой причине снижается средняя наработка на отказ погружного насосного оборудования и межремонтный период эксплуатационных скважин. Кальцит является преобладающим видом солеотложения в скважинах Комсомольского месторождения. Критической концентрацией кальцита в зоне подвески УЭЦН принята величина 0,01 % (100 г/м3) – это та предельная концентрация взвешенных частиц, при которой насос работает в нормальном режиме. В таблице 4.2.1 приведены критические условия выпадения кальцита. Для профилактики солеотложения на месторождении успешно реализуются технологии его предупреждения, анализ эффективности которых показывает, что их использование позволяет увеличить наработку УЭЦН более чем в 2 раза.

На осложненных солеотложением скважинах рекомендуется более широкое использование различных способов ингибирования в зависимости от зоны солеотложения в скважине.

Таблица 4.2.1 – Критические условия выпадения кальцита

Пласт	Критические условия
	забойное давление, атм	обводненность, %	содержание НСО3, мг/л
АП	< 40 >	90 >	> 610
БП	< 130	> 50	> 850
ПК	< 40	> 80	> 710

 

Для защиты от солеотложения призабойной зоны пласта, НКТ добывающих скважин и насосного оборудования ингибитор должен вводиться в водонефтяной поток до зоны выпадения солей. Для защиты от солеотложения призабойной зоны пласта добывающих скважин рекомендуются технологии задавливания ингибитора в пласт и закачка ингибитора в систему ППД месторождения. Для защиты от солеотложения насосного оборудования и лифта скважин предпочтительно использование непрерывного дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью наземных дозировочных устройств, периодического дозирования в затруб, задавливания ингибитора в пласт с периодическим подливом в затрубное пространство.

При проведении КРС ингибитор солеотложения рекомендуется добавлять в растворы глушения. Технологию периодического дозирования ингибитора в затрубное пространство следует применять на скважинах с неполным выносом воды в интервале забой - прием насоса.

В последнее время наблюдается тенденция увеличения процента отказов погружного скважинного оборудования по причине коррозии: за сравнительно короткий период времени происходит сквозная язвенная коррозия корпусов ПЭД, газосепаратора, стенки НКТ. Скорость коррозионного проникновения при этом может достигать 20 мм/год и более, что приводит к снижению наработки на отказ до менее 100 суток. В 2009 г. доля отказов скважин по причине коррозии корпуса ПЭД составила 3,0 %, по причине негерметичности НКТ – 3,6 %. За первое полугодие 2010 г. произошло 10 отказов скважин по причине коррозии погружного оборудования, из них 6 - по причине коррозии УЭЦН (в основном сквозная коррозия корпуса ПЭД), 4 – коррозии НКТ.

Коррозионная агрессивность добываемой продукции связана с высокой  обводненностью, превышающей точку инверсии фаз, относительно высокой минерализацией водной фазы (10 – 23 г/л), высоким газовым фактором, наличием углекислого газа, механических примесей и сульфатвосстанавливающими бактериями. Зараженность СВБ пробы воды, отобранной на УПСВ Комсомольского месторождения, составила 105 кл./см3.

Анализ причин аномально высокой скорости коррозии на отдельных скважинах дает основание предполагать, что, наряду с высокой коррозионной агрессивностью среды, одним из определяющих факторов является изменение условий эксплуатации скважин – переход на форсированный отбор путем установки УЭЦН высокой производительности.

При такой замене происходит интенсивное разгазирование, возрастают обводненность продукции и газовый фактор, увеличивается вынос породы пласта, возрастает скорость потока. Эти факторы способствуют ускорению коррозионно-абразивно-кавитационного воздействия на подземное оборудование.

Скорость потока в кольцевом пространстве между обсадной колонной и корпусом ПЭД возрастает как из-за увеличения объема добываемых флюидов за счет форсированного отбора, так и вследствие уменьшения сечения кольцевого пространства вследствие использования ПЭД большего типоразмера. Средняя скорость потока в кольцевом пространстве для ПЭД, вышедших из строя по причине коррозии в 2009 г., составила 1,8 м/с, в то время как для остальных скважин аналогичный показатель составил 0,9 м/с.

Для предупреждения этого явления рекомендуется: применение скважинного оборудования, изготовленного из сталей с перлитной или феррито-перлитной микроструктурой, более устойчивых к мейза-коррозии, чеммартенситные стали. Применение сталей, легированных хромом в количестве до 1,0 %; применение оборудования с глубоким напылением цинка; применение защитных полимерных покрытий; усовершенствование частотных преобразователей с целью исключения асимметрии фаз; ингибиторная защита как оперативная мера до внедрения других средств противокоррозионной защиты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Конструкция скважин, освоение скважин

С учетом опыта строительства и эксплуатации скважин 2002-2004 гг. были предложены конструкции горизонтальных скважин, обеспечивающие раздельное первичное вскрытие пласта, которые показали хорошие результаты при разработке низкопроницаемых коллекторов.

C 2005 г. в ООО «РН-Пурнефтегаз»  начаты опытно-экспериментальные  работы по внедрению технологии первичного вскрытия продуктивных горизонтов на равновесии с применением буровых растворов на нефтяной основе с нулевой водоотдачей. Так, при бурении скважины 4451 (пласт ПК18) с длиной горизонтального ствола 338 м были получены дебиты нефти более 170 т/сут (коэффициент продуктивности составил 2,2 т/сут*атм), что гораздо выше в сравнении с вертикальными скважинами, пробуренными по традиционной технологии (0,4 т/сут*атм).

Запроектирована следующая конструкция горизонтальной скважины (все глубины приведены по вертикали):

-направление диаметром  426 мм спускается на глубину 60 м и цементируется до устья;

- кондуктор диаметром  325 мм спускается на глубину 450 м и цементируется до устья;

- техколонна диаметром  245 мм, перекрывающая сеноманскую газовую залежь, спускается на глубину 1100 м по вертикали и цементируется до устья. Отмечается, что попытки производить сплошное (без спуска техколонны) вскрытие в 2004 г. привели к осложнениям связанным с НГВП;

- эксплуатационная колонна  диаметром 168х8,9 мм спускается на глубину точки Т1 (кровля продуктивного пласта) и цементируется до 700 м от устья. В колонне установлено подземное оборудование: пакер ПГПМ-168; клапан отсекатель КОК-168; хвостовик диаметром 114х7,4 мм с фильтрами ФС-114.

Проводка горизонтальных скважин ведется в основном по пятиинтервальному J-образному профилю (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 – Развернутый профиль горизонтальной скважины

Одним из основных факторов, влияющих на продуктивность и продолжительность эксплуатации скважин, является качество их крепления. Сложность крепления скважин на месторождениях ООО «РН – Пурнефтегаз» состоит в том, что месторождения длительное время находятся в эксплуатации и, как следствие, пластовые давление практически на уровне гидростатических, пласты сильно дренированы, разрез осложнен техногенными залежами газа. Геологическое строение разреза скважин характеризуется большим количеством этажей нефтеносности при малой мощности продуктивного пласта и непроницаемых пропластков их разделяющих. Отмечается, что малые по мощности непроницаемые пропластки не позволяют создать надежную герметичную крепь и  градиенты давления начала поглощения соизмеримы с эквивалентной плотностью столбов жидкостей при цементировании. С ростом зенитного угла объективно возрастает эксцентричность кольца тампонажного камня за колонной, способность которого сопротивляться радиальной деформации резко падает и, как следствие, растрескивание тампонажного камня за колонной с образованием вертикально ориентированных трещин с проницаемостью порядка 200 милидарси.

Одним из основных требований технологической схемы является максимальное сохранение коллекторских свойств пласта в процессе вскрытия и бурения горизонтального ствола. В настоящее время первичное вскрытие продуктивного пласта проводится на растворах «Flo-Pro», минимально воздействующих на призабойную зону пласта под контролем и технологическим сопровождением  компании «М-I Drilling Fluids» (кусты 25, 27, 75). На 74 кусте смонтировано буровое оборудование с вращающимся превентором фирмы «VARCO» и поставлена полностью закрытая четырехступенчатая циркуляционная система очистки раствора. Это позволило проводить первичное вскрытие продуктивного пласта ПК18 на растворе на нефтяной основе при технологическом сопровождении компании “Baker Hughes” в условиях равновесия и на депрессии за счет аэрации РНО инертным газом (азот). РНО минимально воздействует на ПЗП, позволяя увеличить пусковой дебит скважины в 3-7 раз в сравнении с традиционными методами вскрытия пласта.

При выборе методов освоения основное внимание уделяется сохранению призабойной зоны пласта (ПЗП), в которой может быть нарушено механическое и физико-химическое состояние слагающих его пород. Поэтому в процессе освоения важен выбор эффективных методов воздействия на ПЗП для уменьшения негативного влияния вторичного вскрытия пласта.

Горизонтальный ствол обсаживается «хвостовиком» 114мм с фильтровой колонной из фильтров ФС-114 с пескозащитой для предотвращения выноса песка и разрушения коллектора, устанавливаемых в интервалах продуктивного коллектора по результатам каротажных исследований. Горизонтальный ствол не цементируется, работающей частью скважины является горизонтальный ствол, оборудованный фильтрами ФС. Такая технология позволяет обойтись без вторичного вскрытия пласта. Основные операции при освоении пластов после бурения включают: разбуривание магниевых заглушек фильтров, замену скважинной жидкости на нефть или на солевой раствор уд.веса 1,02 г/см3, компрессирование или свабирование, проведение гидродинамических исследований для оценки продуктивности скважины и выбора подземного оборудования для добычи.

Клапан-отсекатель КОК-168, устанавливаемый в эксплуатационной колонне, позволяет проводить спуск оборудования для механизированной добычи без обычной процедуры глушения скважины.

Основные операции при освоении нагнетательных скважин включают: замену скважинной жидкости на солевой раствор уд.веса 1,02 г/см3, перфорацию, испытание на приемистость, спуск лифта с пакером, установка устьевой арматуры и подсоединение к коллектору ППД. Предусмотрены обработки ПЗП с целью увеличения приемистости (СКО, ГКО). Под нагнетание скважины переводятся после отработки на нефть, по мере формирования ячейки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Гидродинамические и  промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

До 2007 года промыслово-геофизические исследования (ПГИ) на Комсомольском месторождении проводились в отсутствии стандарта предприятия (регламента) на геофизические исследования при контроле разработки нефтяных месторождений и стандарта представления данных. Ситуация осложнялась еще и тем, что для исследований привлекались различные геофизические предприятия, владеющие разными аппаратно-методическими возможностями, результатом чего явилась не всегда высокая достоверность выдаваемых результатов исследований и, как следствие, пострадала полнота решения задач при контроле разработки месторождения. В настоящее время в ОАО НК «Роснефть» утверждены методические указания.

В послепроектный период на месторождении выполнялись все рекомендуемые виды исследований:

1) определение профиля и состава притока жидкости; определение профиля приемистости жидкости; оценка текущего газонасыщения пласта действующих скважин (в рамках решения задачи по контролю за выработкой пластов и процессами заводнения продуктивных пластов при извлечении нефти или газа);

2) оценка технического состояния скважины: определение герметичности эксплуатационной колонны и забоя скважины, выявление заколонных перетоков; контроль качества цементажа эксплуатационной колонны; оценка состояния внутриколонного пространства труб (в рамках решения задачи по техническому контролю состояния скважины).

На месторождении не было заложено ни одной наблюдательной скважины, и в послепроектный период не проводятся исследования в квазистационарном режиме в длительно простаивающих скважинах. Это лишает возможности решения важных задач, как: контроль положения ВНК, ГНК и оценки изменения нефтегазонасыщенности пластов; восстановление картины геотермического распределения температуры пластов с учетом искажающего влияния эксплуатации; определение абсолютных значений средних температур на опорных глубинах; выделение проницаемых пластов с активной гидрогеологией и т.д.

Скважины месторождения, оборудованные ЭЦН или ШГН, в работающем режиме не исследовались (обязательный комплекс, определенный в технологической схеме, не предусматривал ПГИ данного вида), что усложнило решение основных задач контроля разработки месторождения. Кроме того, основной объем каротажей по определению профиля и состава притока жидкости в добывающих скважинах проводился при компрессорном опробовании (из 157 исследований 137 выполнено с использованием компрессора). Технология компрессорного опробования в силу ее особенностей (присутствие режима нагнетания) в ряде случаев не позволяет определить истинный состав притока в скважине, что и было отмечено более чем в 10,0 % исследованных при компрессировании скважин.