Техника и технология добычи нефти и газа

Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

месторождение продуктивный пласт скважина.

Технологические условия эксплуатации скважин

Обоснование и выбор способа добычи нефти в рамках технологической схемы разработки месторождения Королёвское проводится на основании анализа данных пробной эксплуатации скважин с учетом геолого-промысловой характеристики продуктивной толщи, физико-химических свойств флюида, проектных условий и технологических показателей разработки.

Текущее состояние и существующие технологические условия эксплуатации скважин На дату составления технологической схемы (01.01.06) на месторождении из 19 пробуренных скважин пять (9, 10, 3483, 3682 и 3882) находятся в эксплуатации, 8 скважин — в консервации и 6 скважин — в ликвидации. Из 8 скважин находящихся в консервации 11, 18 и 19 ожидают обустройства (подключение к сепаратору) и одна скважина (21) ожидает добуривания и вскрытие продуктивных горизонтов.

Для пробной эксплуатации устья скважин 10, 16, 22, 3882 оборудованы крестовыми фонтанными арматурами зарубежного производства типа 31/16 10 М «Cameron», устья скважин 9 и 11 — типа 31/16 10 М АВВ VG с диаметром проходного отверстия ствола ёлки 80 мм, устья скважин 9, 18, 19, 3185, 3483, 3682, 3880 — типа 41/16 10 М АВВ VG с диметром проходного отверстия ствола ёлки 100 мм, устье скважины 21 фонтанной арматурой не оборудовано (на фланце установлен патрубок с заглушкой). Вся фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 70 МПа и оборудована сдвоенными запорными устройствами (задвижками), из которых внутренние (по ходу потока) являются аварийными, а наружные — рабочими. Арматура имеет канал для трубки управления скважинным клапаном-отсекателем. Каждый боковой отвод оборудован регулируемым щтуцером «АУМА», с максимальным проходным отверстием 50 мм, для регулирования режима фонтанирования, расположенного после стационарного щтуцера.

Компоновка подземного оборудования добывающих скважин состоит:

• — в скважине 10 из эксплуатационной колонны с наружным диаметром 168 мм, спущенной до 4803 м; фонтанного подъёмника, состоящего из НКТ марки стали С-90, с наружным диаметром 88.9 мм с двумя хвостовиками того же диаметра, общей длиной 4194 м; двух гидравлических пакеров типа «НЕ» фирмы «Baker», с наружным диаметром 168 мм, установленных на глубине 4140 м и 4172 м; клапана-отсекателя типа «FVHDM» фирмы «Baker», установленного на глубине 37 м от устья; двух посадочных ниппелей, установленных на глубине 4136 м и 4190 м; скользящей муфты — на глубине 4185 м. В процессе мониторинга труб (марка С-95), проведённого в январе 2005 г. были определены потери толщины стенок, которые составили в среднем 7−10%. Потери металла на глубине 4186.2 м составили 21.4%, на глубине 4190.21м -21.6%.
• — в скважине 3483 из эксплуатационной колонны с наружным диаметром 178 мм, спущенной до 4395 м, фонтанного подъёмника, состоящего из НКТ с наружным диаметром 114.3 мм и хвостовика того же диаметра, общей длиной 3819 м, марки стали С-90; пакера типа SLB QL с наружным диаметром 178 мм, установленного на глубине 3778 м; клапана отсекателя SCSSV фирмы «Camko», установленного на глубине 47.44 м от устья; трёх посадочных ниппелей типа SLB DS и SLB DN LN, диаметрами 2.81″, 2.75″, 2.703″, установленных на глубине, соответственно 3774 м, 3799 м, 3809 м.
• — в скважине 3882 из эксплуатационной колонны с наружным диаметром 178 мм, спущенной до 4352 м, фонтанного подъёмника и хвостовика, состоящих из НКТ марки стали С90 с наружным диаметром 114.3 мм, спущенных до 4321 м, пакера типа FB-3 фирмы «Baker», установленного на глубине 4294 м, клапана отсекателя типа BP-7HP фирмы «Camko», установленного на глубине 43.33 м от устья; трёх посадочных ниппелей типа AOF, диаметрами 2.81″, 2.31″, 2.25″, установленных на глубинах, соответственно, 4290, 4308, 4318 м.

Межтрубное надпакерное пространство скважин с целью защиты наружной поверхности НКТ и внутренней — эксплуатационной колонны от воздействия пластового флюида, заполнено углеводородной жидкостью, обработанной антикоррозионными ингибиторами.

Скважины, находящиеся в консервации, имеют в основном аналогичные элементы компоновки ПО. Некоторое отличие заключается в том, что колонны НКТ в скважинах 18, 19 и 3185 составлены из труб двух марок С-90 и SM-2535, в скважине 11 подъёмник двухступенчатый, состоящий из труб диаметром 89 мм марки SM-2535 и диаметром 73 мм марки SM-90, в скважине 3880 подъёмник составлен из труб марки SAN28M. В скважине 21 подземное оборудование отсутствует.

Добыча нефти из скважин 10 и 3882 начата в ноябре 2001 г., из скважины 3483 — в феврале 2004 года, из скважин 9 и 3682 — с ноября 2005 года. Каждая добывающая скважина разрабатывает всю нефтяную залежь, но продукция учитывается раздельно по двум стратиграфическим объектам. Нефти разрабатываемых горизонтов характеризуются высоким газосодержанием (фактический газовый фактор по данным накопленной добычи нефти газа составляет 585 м3/т), умеренным содержанием парафина (среднее до 5.6%), высоким содержанием агрессивных компонентов (углеводорода — СО2 и сероводорода — Н2S) и отсутствием воды.

Пробная эксплуатация на месторождении осуществляется фонтанным способом на режиме истощения пластовой энергии.

На дату составления технологической схемы (01.01.06) добывающие скважины работали в режиме фонтанирования на штуцерах диаметрами 20−21 мм, с дебитами нефти 1310−1070 т/сут при устьевых давлениях (Ру) 31.6−39.0 МПа, с депрессиями 5.8−7.1 МПа при коэффициенте продуктивности (Кпр) 184.5 т/сут/МПа. Проводимые на скважинах солянокислотные обработки (СКО) способствовали увеличению их продуктивности. СКО скважины 10 (в марте 2001 года) обеспечило увеличение дебита нефти с 62 т/сут при Ру 21.5 МПа до 1394 т/сут при Ру 26.5 МПа. Для улучшения продуктивности планируется проведение солянокислотных обработок в добывающих скважинах 10 и 3882.

Фонтанирование скважин с устьевыми давлениями, превышающими давление насыщения, создаёт благоприятные условия эксплуатации без выделения газа в стволе (однофазный поток).

Оптимизация режимов фонтанирования производилась посредством определения и установки параметров, соответствующих условиям эксплуатации скважин, регулированием (уменьшением/увеличением) диаметра проходного отверстия штуцера.

Проектные технологические условия разработки месторождения.

Согласно настоящей технологической схемы (глава 4.2), по рекомендуемому варианту (ва…

Сравнение расчётных режимов фонтанирования скважин (соотношение устьевых и забойных давлений, диаметра подъёмников и дебитов), с учётом рациональной металлоёмкости, позволяет рекомендовать: для скважин с дебитом до 700 т/сут подъёмники, состоящие из труб диаметром 88.9 мм; для скважин с дебитом до 1000 т/сут двухступенчатые подъёмники НКТ 88.9×101.6 мм; для скважин с дебитом до 1400 т/сут двухступенчатые подъёмники НКТ 101.6×114 мм, для скважин с дебитом более 1400 мм подъёмники диаметром 114 мм, при этом гидравлические потери будут минимальными (средний градиент давления по стволу до 0.007 МПа/м). В таблице 6.1.3.1 приведены рекомендуемые компоновки фонтанного лифта с указанием толщины стенок НКТ и глубины спуска.

Таблица 3.1.3.1 — Компоновка колонны насосно-компрессорных труб.

Выбор компоновок лифтовых колонн и их размеры основаны на том, что они обеспечивают:

максимальную отдачу скважины;

установку в скважине подземного оборудования, обеспечивающего эффективную и безопасную эксплуатацию скважины (клапан безопасности и пакер);

проведение необходимых геофизических исследований;

допуск на коррозию в размере, примерно 20% от толщины стенки (около 1мм);

достаточную сопротивляемость всем нагрузкам, возникающим в ходе различных операций, которые могут проводиться в течение всего срока службы скважины.

Глубина спуска насосно-компрессорных труб до интервала перфорации обоснована тем, что при этом обеспечиваются наиболее высокие скорости движения жидкости в нижней части подъёмника, что способствует более полному выносу механических примесей и предотвращению образования водяных подушек на забое при эксплуатации скважин с содержанием воды в продукции. Расчёт предельной глубины спуска колонны НКТ проведён для различных марок труб по РД 39−147 014−515−85 «Особенности расчёта трубных колонн для нефтяных и газовых скважин сероводородосодержащих месторождений» с учётом коэффициента запаса прочности при работе в среде, содержащей в большом количестве сероводород и углекислый газ и находящихся в контакте с ними в присутствии воды. Рациональными для глубины спуска до 4200 м являются трубы по стандарту API, марки SM-90S, для глубин более 4200 м — SM-90 SS, поставляемые «Сумитомо Металл Индастриз, Лтд.», или с аналогичной характеристикой других фирм изготовителей. Окончательные рекомендации по применению наиболее рациональных марок труб для применения на месторождении Королёвское, приводятся в разделе 6.2.2 «Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией при эксплуатации скважин» настоящей технологической схемы.