Материал: Ватьеганское месторождение

В дополнение к применяющимся тепловым и механическим способам борьбы с отложениями парафина и асфальто-смолистых веществ предлагается использование для их предупреждения ингибиторов. Такими ингибиторами могут быть известные реагенты СНПХ-4204Б и СНПХ-7800 и импортные ХТ-48 и ХТ-54. Выбор реагентов и технологии их применения должен быть конкретизирован по результатам специальных лабораторных и промысловых исследований.

Конкретные мероприятия по предупреждению выпадения солей в НКТ требуют проведения специальных научно-исследовательских работ.

В связи с увеличением обводненносщ продукции и использованием в системе ППД подтоварных вод возрастает коррозионное воздействие на металл оборудования скважин и трубопроводов системы нефтесбора и водоводов.        Основное воздействие коррозионных процессов отмечается в поверхностных коммуникациях.

По результатам научно-исследовательских работ, проведенных Управлением научно-исследовательских работ ТПП "Когалымнефтегаз", интенсивность коррозионного воздействия связывается со структурой газожидкостного потока. По отдельным участкам скорость коррозии оценивалась на уровне до 0.6 мм/год [2]. В лабораторных и промысловых условиях с использованием образцов-свидетелей были испытаны различные ингибиторы коррозии отечественного и импортного производства. В частности, на участке СП "Ватойл" по результатам испытаний показал высокую эффективность ингибитор "Kemelix-1116X" с защитным эффектом до 96 % [3].

В проектный период рекомендуется продолжение работ по коррозионному мониторингу с испытанию новых ингибиторов коррозии, в частности, выпускаемых Когалымским заводом химреагнетов ТПП "Когалымнефтегаз".

5.3 Требования и рекомендации к системе ППД

Исходной базой для расчетов явились схемы и паспортные данные высоконапорных водоводов с указанием протяженности трубопроводов, их диаметров и толщин стенок, технологические режимы работы нагнетательных скважин, показатели разработки по кустам и др.

Давления на выкиде насосных агрегатов КНС, согласно промысловым данным, составляют: КНС 1,1Р - 14 МПа, КНС 2 - 14.5 МП, КНС 4 - 13.2 МПа, КНС 6 - 12.9 МПа, КНС 7 - 13.5 МПа, КНС 8 - 15.1 МПа, КНС 9-15 МПа.Расчетные участки высоконапорных водоводов ООО «ЛЗС» представлены в табл.5.4

Гидравлические расчеты водоводов действующей системы ППД (текущее состояние) указывают на то, что в большинстве случаев в системе не выдерживается требование «Норм технологического проектирования ВНТП 3-85, п.3.79» о потере напора на участке «КНС-ВРП» на величину не более, чем на 3-5% от рабочего давления КНС. Фактические перепады давления значительно превышают требуемые (до 50-60% от давления КНС). Согласно ВСН 51-2.38-85 скорость воды в трубопроводе должна быть до 1.5 м/с (в случае использования воды, не имеющей коррозионных свойств) или не более 1.0 м/с (при закачке пластовых и сточных вод).

Таблица 5.4 Расчетные участки высоконапорных водоводов Ватьеганского месторождения

Как показывают расчеты по высоконапорным водоводам системы ППД Ватьеганского месторождения, скорости движения воды в трубах во многих случаях в разы превышают критическое значение 1 м/с. Основные из них показаны на рис. 5.1

Рисунок 5.1 Схема водоводов ЦППД-В НГДУ ПН. КНС-1. Расчетный участок 1.

6. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин

6.1 Общие положения

Способы строительства скважин и обустройства Ватьеганского месторождения определяются особенностями орогидрографических, криологических и геологических условий.

Конструкции скважин следует выбирать с учетом геолого-технических условий буровых работ, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.), способа эксплуатации (фонтанный, механизированный, совместная или раздельная эксплуатация), вида скважины (наклонно-направленная, пологая, горизонтальная или многозабойная), схемы заканчивания скважины в продуктивном объекте и типа бурового раствора для вскрытия продуктивной толщи. Конструкция скважины должна. Обеспечивать возможность бурения вторых стволов из обсаженных скважин с минимальными затратами на всех этапах разработки месторождения или отдельных объектов. Следует иметь в виду, что технические решения строительства скважин упрощаются благодаря тому, что в разрезе скважин нет горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и газоносных пластов.

В целях интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти необходимо предусматривать использование накопленного опыта и современных методов вскрытия пласта, в том числе бурение наклонно-направленных скважин с малыми и большими углами входа в пласт, с несколькими стволами и бурение горизонтальных скважин.

6.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ

6.2.1 Требования к конструкциям скважин

В соответствии с правилами безопасности конструкция скважин в части надежности должна обеспечивать:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны; применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, других методов повышения нефтеотдачи пластов; условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых горизонтов и дневной поверхности; максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин; доведение скважины до проектной глубины;

минимум затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Конструкция скважин должна характеризоваться количеством и размером обсадных колонн, диаметрами ствола под каждую колонну, интервалами цементирования колонн.

Конструкция должна обеспечивать проводку скважины до проектной глубины, надежную изоляцию всех вскрытых горизонтов, прочность и долговечность скважины как сооружения, достижения проектных режимов эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ в скважине.

В скважину следует спускать несколько колонн. Для предупреждения обрушения неустойчивых верхних пород, размыва устья и соединения с циркуляционной системой спускается и цементируется до устья направление. Кроме своего прямого назначения, направление яв11яёТсТ^опоЖйтельной" мерой защиты пресных вод от загрязнений в случае недоподъема цементного раствора до устья за следующей колонной (кондуктором). Глубина спуска направления определяется конкретными условиями участка.

Для закрепления верхней части разреза, сложенного неустойчивыми породами, изоляции горизонтов, содержащих пресные воды, спускается и цементируется до устья кондуктор. Глубина спуска его также определяется местными условиями, в том числе возможностью дальнейшего углубления скважины.

Для укрепления всего ствола скважины, разобщения продуктивных и других вскрытых горизонтов, не перекрытых предыдущей колонной, эксплуатации скважины (извлечения или нагнетания жидкости или газа) спускается эксплуатационная колонна. Высота подъёма тампонажного раствора определяется толщиной подлежащих разобщению пластов и некоторыми другими условиями. Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака предыдущей колонны. В нагнетательных скважинах и добывающих скважинах, расположенных в зоне влияния нагнетания, а также в разведочных скважинах должен обеспечиваться подъём тампонажного раствора до устья.

Эксплуатационная колонна может быть комбинированной и включать хвостовик, оснащённый фильтрами и пакерами.

В случае строительства горизонтальных скважин необходимо осуществлять также крепление неустойчивых отложений в нижней части разреза, расположенной над продуктивными объектами. Для этой цели необходимо предусматривать промежуточную колонну. Такая колонна может служить верхней частью комбинированной эксплуатационной колонны.

Для цементирования обсадных колонн в скважинах следует использовать тампонажный раствор нормальной плотности (1.81 - 1.85 г/см), который должен перекрыть продуктивные пласты и интервал на 150 м выше кровли верхнего продуктивного пласта. При цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн интервал непродуктивных отложений следует перекрывать облегченным тампонажным раствором.

Эксплуатационную колонну следует спускать на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта. Величина зумпфа в 50 м принята с запасом и обусловлена возможностью приема падающих в скважину элементов внутрискважинного оборудования и исключения необходимости проведения ловильных работ.

В зависимости от назначения и вида скважин на месторождении рекомендуется предусмотреть следующие варианты конструкций скважин:

1. Вариант 1 предназначен для обычных наклонно-направленных скважин с условно вертикальным участком в продуктивном пласте для раздельной эксплуатации или закачки воды для каждой группы объектов эксплуатации. Следует отметить, что для разведочных скважин и эксплуатационных скважин с функциями доразведки рекомендуется конструкция, предусмотренная для нагнетательных скважин.

2. Вариант 2 предназначен для добывающих горизонтальных скважин на один объект.

3. Вариант 3 предназначен для сооружения второго ствола из действующей добывающей скважины.

Необходимо отметить особенность конструкции действующей скважины со вторым стволом. Эта особенность состоит в том, что с помощью наддолотного эксцентричного расширителя можно обеспечить применение хвостовика, надёжно цементируемого в надпродуктивной зоне открытого ствола и снабжённого фильтром в продуктивном объекте.

6.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ

1. Требования к схеме кустования скважин

С учётом требований охраны окружающей среды в процессе строительства и эксплуатации скважин и экономии затрат на обустройство промыслов и эксплуатационное обслуживание скважин освоение месторождения будет вестись кустовым методом.

Кустование скважин производится исходя из условий, предъявляемых к профилям стволов скважин. В качестве основного критерия для выбора количества кустовых площадок принято максимальное отклонение проектных забоев наклонно-направленных скважин по кровле продуктивной толщи, равное 1100-1200 м, что соответствует достигнутому буровыми организациями технологическому уровню строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин и обеспечит надежную реализацию проектных профилей.

В процессе строительства кустовых площадок и скважин предусматривается ряд природоохранных мероприятий. С целью сокращения транспортных затрат и исключения нанесения ущерба окружающей среде основная часть оборудования должна быть завезена на кустовые площадки в зимний период автотранспортом большой грузоподъемности. При строительстве кустовых площадок производится отсыпка слоя песка толщиной не менее 1.5 м и щебня толщиной 0.6 м в зоне размещения бурового оборудования и изоляция естественного грунта пластиковыми материалами в зонах вероятных утечек горюче-смазочных материалов, химических реагентов, буровых и тампонажных растворов, а также обваловка кустовых площадок с целью локализации загрязнений при возможных авариях.