Отчет по практике в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

3.2. Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

С целью уменьшения гидродинамических нагрузок спуск бурильного инструмента в зоне продуктивного пласта и на 300 м выше его кровли рекомендуется производить со скоростью не более 0,5 м/с.

Перфорация, в обсаженных колонной скважинах, осуществляется на депрессии корпусным кумулятивным одноразовым перфоратором фирмы Dynamit Nobel плотностью 20 отверстий на один метр мощности продуктивного пласта, глубиной и диаметром канала пробития по АРI соответственно 531 мм и 10,4 мм.

Перед перфорацией обсадная колонна заполняется нефтью. Понижение уровня осуществляется свабированием. Работы производится через НКТ, при герметизации устья спецлубрикатором и превентором под каротажный кабель.

Для интенсификации притока, предусматривается кислотная обработка пласта.

 

4. Характеристика технологии добычи нефти и газа

4.1. Обоснование выбора способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

По состоянию на 01.11.04 на Южно-Лыжском месторождении действующий фонд составляют 6 добывающих скважин (1-Р, 2-Р, 21, 22, 104, 109). Все скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Промышленная нефтеносность Южно-Лыжской структуры связана с терригенными отложениями афонинского D2 af-I (D2 еf-I), D2 af-II (D2 еf-II) и старооскольского (D2 st) горизонтов среднего девона, а также пашийского горизонта D3 ps-I (D3 jr-I),  D3 ps-II (D3 dzr-II), верхнего девона. Средняя глубина залегания по залежам составляет от 2372 м (D3 dzr-II) до 2753 м (D2 еf-I).

Результаты исследований показали, что нефть из афонинских отложений среднего девона в пластовых условиях (Рпл=29,57 МПа, Тпл=67оС) недонасыщена попутным газом. При давлении насыщения 11,4 МПа газосодержание составляет 83,3 м3/т. Дегазированная нефть – легкая (0,835 г/см3), высокопарафинистая (25,9% масс.), малосмолистая (7% масс.), малосернистая (0,28%масс.). Температура застывания нефти +370С. Нефть из старооскольского горизонта в пластовых условиях (Рпл=29,51 МПа, Тпл=64оС) недонасыщена попутным газом, при давлении насыщения 12,3 МПа газосодержание составляет 95,6 м3/т. Дегазированная нефть – легкая (0,833 г/см3), высокопарафинистая (26,1% масс.), малосмолистая (6,9% масс.), малосернистая (0,28% масс.). Температура застывания нефти +37оС. Нефть из D3 ps-I (D3 jr-I) в пластовых условиях (Рпл=29,48 МПа, Тпл=63оС) недонасыщена попутным газом, при давлении насыщения 12,6 МПа газосодержание составляет 94 м3/т. Дегазированная нефть – легкая (0,832 г/см3), высокопарафинистая (25,9% масс.), малосмолистая (6,8% масс.), малосернистая (0,33% масс.). Температура застывания нефти +35,7оС. Нефть из пашийского горизонта D3ps-II (D3 dzr-II), в пластовых условиях (Рпл=29,50 МПа, Тпл=60оС) недонасыщена попутным газом, при давлении насыщения 6,5 МПа газосодержание составляет 74,9 м3/т. Дегазированная нефть – легкая (0,832 г/см3), высокопарафинистая (21,6% масс.), малосмолистая (6,5% масс.), малосернистая (0,28% масс.). Температура застывания нефти +28,5оС. Агрессивные свойства выражены слабо. Концентрация сероводорода в газе составляет 0,0004 %масс., двуокиси углерода не превышает 0,67 %масс. Средняя продуктивность по залежам изменяется от 2,2 м3/(сут×МПа) (D2 еf-I, D2еf-II) до 18,3 м3/(сут×МПа) (D2 st).

Расчетный диапазон среднегодового дебита жидкости на 1 скважину принимается – 75 – 186 т/сут. Обводненность со временем разработки изменяется от 0 до 97%.

Учитывая вышеизложенные факторы и опыт предшествующей эксплуатации, на период промышленной разработки Южно-Лыжского месторождения рассмотрен ряд способов эксплуатации скважин.

4.1.1. Фонтанная эксплуатация скважин

Согласно результатам расчетов, при обеспечении на устье скважин давлений в 1,0 – 1,5 МПа минимальные забойные давления фонтанирования составляют 15 – 17 МПа; глубина, на которой начинается разгазирование нефти в стволе скважины – 1900 – 2150 м. Предельная обводненность, при которой возможно фонтанирование по НКТ диаметром 73 мм не превышает 40%.

4.1.2. Механизированная эксплуатация скважин

На период механизированного способа эксплуатации скважин рассмотрена возможность применения электроцентробежных насосов (УЭЦН), и гидропоршневых насосов (ГПНУ) для чего рекомендуется использование следующих установок:

– электроцентробежные насосы (по ТУ26-06-1486-87) производительностью 50 – 250 м3/сут типа ЭЦНМ5-250-1800 или их зарубежные аналоги;

– гидропоршневые насосы (по ТУ 26-16-233-88) той же производительности типа УГН100-200-18 или их зарубежные аналоги.

УЭЦН получили широкое применение, обеспечивают необходимые отборы жидкости по скважинам, не требуют значительных первоначальных затрат, мобильны. По их эксплуатации накоплен громадный опыт.

Способ добычи нефти с помощью ГПНУ так же имеет ряд преимуществ по сравнению с известными способами механизированной добычи нефти:

– за счет автоматизации подъема и спуска погружного насоса для его замены и ремонта исключается использование труда бригады подземного ремонта, простой скважины при этой операции сокращается до 2 – 3 ч.;

– надежность работы погружного насоса не зависит от наклона или искривления ствола скважины;

– не нарушается герметизация устья скважины при замене погружного насоса, благодаря чему не требуется глушение ее при проведении спуско-подъемных операций;

– наземное оборудование позволяет осуществлять регулирование подачи насоса в широком диапазоне, вводить химреагенты в добытую продукцию скважин или в рабочую жидкость.

Для эксплуатации скважин УЭЦН и ГПНУ могут использоваться те же трубы, что использовались для фонтанных подъемников, но при этом предельно допустимые глубины спуска НКТ по маркам сталей должны выбираться для каждой скважины индивидуально с учетом высоты столба жидкости в НКТ и веса ЭЦН.

Учитывая спектр планируемых дебитов скважин, по пропускной способности подходят НКТ-60, 73 мм; граница прочности стали НКТ, определенная по страгивающей нагрузке и по допустимым внутренним давлениям, должна быть не ниже марки К.

В составе растворенного в нефти газа присутствует диоксид углерода-СО2 в объеме до 0,67% масс и сероводород – до 0,0004% масс. Эти компоненты входят и в состав газа, растворенного в пластовой воде, сопряженного с залежью водоносного комплекса. В связи с вышеуказанным целесообразно применять НКТ в коррозионностойком исполнении. Учитывая вышеизложенное, рекомендуются к применению коррозионностойкие трубы НКТ, в частности НКТ Синарского трубного завода (Свердловская обл., г. Каменск-Уральский), изготовленные в соответствии с ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, API 5СТ «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие. Трубы имеют повышенную стойкость к коррозионному разрушению при соляно-кислотной обработке скважин и являются хладостойкими до температуры минус 60оС. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость, на твердость, гидроиспытание, на стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию в соответствии с NACE ТМ 01-77-90». Трубы изготовляются Д, К, Е, Л групп прочности.

Устьевая арматура кроме основных требований должна дополнительно отвечать следующим требованиям:

– обеспечение возможности проведения технологических операций, связанных с удалением парафиноотложений, возможности постоянного отвода газа из затрубного пространства;

– возможность установки катушки с кабельным вводом для электронасоса;

– стойкость к холодным климатическим условиям.

Фонтанная арматура, обеспечивающая необходимые требования при эксплуатации, может быть рекомендована типа АФК 1Э 65×14 ХЛ (арматура электронасосная).

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

Основные факторы, которые могут  осложнять эксплуатацию, связаны, преимущественно, со свойствами насыщающих коллекторы флюидов и термобарическими условиями.

Нефти Южно-Лыжского месторождения высокопарафинистые. Содержание парафинов составляет 21,4 – 26,1%. Концентрация сероводорода в нефтяном газе составляет 0,0004% масс. В ходе промышленной эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления предусматривается закачка пластовой воды и существует опасность заражения пластовогофлюидасульфатвосстанавливающими бактериями. Данные факты могут приводить к осложнению эксплуатации скважин.

Для предупреждения и борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), защиты внутрискважинного оборудования от коррозии и другими осложнениями могут использоваться различные способы, которые, с учетом условий эксплуатации, принимаются в качестве основных или вспомогательных.

В настоящее время наиболее распространенными методами борьбы с отложением парафина в мировой практике являются:

– промывка скважин ингибиторами либо химическими реагентами и горячей водой (гидрохимический способ);

– применение скребковых инструментов (механический способ);

– использование футерованных НКТ за счет нанесения на их внутреннюю поверхность гранулированного стекла или эпоксидной смолы;

– применение бактерицидной защиты;

– использование магнитных методов защиты;

– применение специальных электронагревателей;

– применение прямого электронагрева скважин с помощью специальных электроустановок с использованием в качестве нагревательного элемента НКТ и обсадной колонны.

На действующем добывающем фонде скважин Южно-Лыжского месторождения в качестве основного способа депарафинизации скважинного оборудования в настоящее время применяется механический метод (очистка НКТ от АСПО с помощью скребков). Очистка производится в среднем с периодичностью 10 раз в сутки. По скв. 104 частота данной операции достигает – 17 раз в сутки. Данный способ депарафинизации является наиболее аварийным, в следствии чего в ходе дальнейшей промышленной эксплуатации рекомендуется провести исследования по внедрению альтернативных, менее аварийных способов депарафинизации.

4.2.1. Технология спуска скребка

Для осуществления механической очистки от парафина подъемных труб фонтанных, компрессорных и оборудованных погружными электронасосами нефтяных скважин, применяется установка депарафинизации труб скребками УДС-1М.

 

Технические данные и характеристика установки депарафинизации труб скребками УДС-1М:

Максимальная глубина очистки, м	1100+/-25
Диаметры очищаемых труб, м	60; 73; 89
Режим работы установки	автоматический, полуавтоматический, ручной.
Число циклов очистки	от 1 раза в неделю
При автоматическом режиме	до 6 раз в сутки.
Скорость движения скребка	0,375 – 0,5
Рабочее давление лубрикатора, МПа	не более 14
Габаритные размеры, мм, не более:
1) Лебедки со станцией управления
длина, L	1370
ширина, В	500
высота, Н	550
2) Лубрикатор
длина, L	970
ширина, В	190
высота, Н	2600
Масса, кг, нп не более:
1) Без комплектующих	170
2) Полная	260
Удельная металлоемкость, кг	154

 

Монтаж, наладка и ремонт установки УДС-1М выполняется слесарем по ремонту нефтепромыслового оборудования 3-го разряда и электриком не ниже 3-го разряда 3 квалификационной группы.

Установка работает в автоматическом режиме и в процессе эксплуатации не нуждается в постоянном обслуживании. Наблюдение за работой установки входит в обязанность  оператора по добыче не ниже 4-го разряда, ремонт и наладка осуществляется слесарем по ремонту нефтегазопромыслового оборудования 3-го разряда и электриком не ниже 3-го разряда и III квалификационной группы по технике безопасности. Обслуживающий персонал должен быть ознакомлен с конструкцией, принципом работы и “Правилами безопасного обслуживания данной установки”.

Ремонт, наладка блоков управления ЦИКЛ-1М производится слесарем КИП и А с разрядом не ниже пятого.

а). При спуске скребка вручную необходимо:

• проверить на герметичность сальниковое уплотнение на лубрикаторе;
• закрыть сливной вентиль;
• постепенно открывать лубрикаторную задвижку и опрессовать  лубрикаторную камеру буферным давлением.

 При спуске скребка барабан  лебедки притормаживать с помощью  специального тормоза

 Подъем скребка производить  только при исправном состоянии  храпового устройства с защелкой, предотвращающей обратный ход барабана.

После входа скребка в лубрикаторную камеру, закрыть буферную задвижку, открыть лубрикаторный вентиль и разрядить лубрикатор.

При спуске скребка не находиться на верху площадки во избежания захвата петлей, образование которой возможной при резкой остановке скребка.

б). Спуск скребка с тягача, трактора, автомашины

При работе на фонтанных скважинах лебедку для спуска скребка необходимо устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины.

Автомобиль, трактор или тягач с лебедкой должны устанавливаться с соблюдением следующих правил:

а) плоскость вращения направляющего ролика для пропуска проволоки, укрепленного на  устьевом фланце, должна быть перпендикулярна к барабану  глубинной лебедки и проходить через его середину.

б) оператор, управляющий лебедкой, должен видеть лубрикатор. Спуск скребка должен  производиться через специальный  лубрикатор, оборудованный сальником и подвижным направляющим роликом при наличии устойчивости рабочей площадки размером не менее 1,5 x 1,5 м с деревянным настилом толщиной не менее 40 мм, с перильными ограждениями бортовой доски и лестницей. Настил площадки должен находиться не ниже ролика на 1 м.