Типова конструкція свердловини, Ускладнення при експлуатації свердловин - Геологічна характеристика
Типова конструкція свердловини
На Талінському родовищі всі свердловини похило-спрямовані, кущового буріння. Цей метод прийнято як економічно вигідний у цьому регіоні. Мінімально кількість 2 свердловини, максимальна 32 свердловини
Експлуатаційна колона спускається до вибою та цементується. Потім нафтовий пласт розкривають. Для цього за допомогою перфоратора прострілюють отвори в колоні і цементному кільці, що оточує її. При такому способі розкриття пласт повідомляється зі свердловиною тільки через отвори простріляні в колоні і цементному кільці.
Процес буріння свердловини
Буріння свердловини під кондуктор велося турбінним способом, долотами діаметром 295,3 мм, на буровому розчині з наступними параметрами:
питома вага 1,17,
в'язкість 24 сек.,
водовіддача 5 см/30 хв.,
Кондуктор діаметром 245 мм спустили на глибину 650 м, зацементували до гирла і опресували тиском 70 атм.
Буріння під експлуатаційну колону велося долотами діаметром 215,9 мм турбінним способом на буровому розчині:
питома вага 1,18,
в'язкість 26 сек.,
водовіддача 6 см/30 хв.
За досягнення вибою 2934 м, було виконано комплекс ГІС.
Експлуатаційна колона діаметром 146 мм була спущена на глибину 2934 м та зацементована до глибини 50 м. Опресували водою тиском 176 атм. Після закінчення буріння гирло свердловини обладнали колонною головкою та ФА.
Геофізичні дослідження проведені у відкритому стволі:
1. Ст.каротаж 1:200 2464 - 2924 м.
2. БКЗ 1:200 2464 – 2924 м.
БК 1:200 2464 - 2924
ІЧ 1:200 2464 - 2924
Резистивіметрія 1:200 2464 - 2924
Інклінометрія 8 вимірів
Геофізичні дослідження, проведені в колоні:
АКЦкондуктори 1:500 650 - 0
РК (ГК, НГК) 1:500 40 - 2456
-/- 1:200 2456 - 2900
3. АКЦ 1:500 40 – 2456
-/- 1:200 2456 - 2900
Експлуатаційну колону D=146 мм прошаблонували, шаблоном D 118 мм, довжиною 16 м, до глибини 1700 м. НКТ з пером спущено на глибину 1800 м. Свердловину промили технічною водою протягом 2-х циклів. У зону перфорації закачали. Експлуатаційну колону опресували водою-тиском 176 атм., а приустьеву частину повітрям-тиском 110 атм. НКТ підняли.
Експлуатаційна колона проперфорована, в інтервалі 2841 – 2853, перфораторами ПКС – 80 щільністю 14 на погонний метр. Усього відстріляно 168 зарядів.
НКТ з лійкою спустили на глибину 2924 м. Свердловину промили технічною водою протягом двох циклів, НКТ підняли до глибини 2830 м. На гирлі встановили верхню частину ФА і опресували водою-тиском 176атм.
Свердловину освоїли шляхом заміни води на нафту з подальшим зниженням рівня нафти до глибини 1000 м.
Ускладнення при експлуатації свердловин
На Талинському родовищі проведено дослідження хімічного складу води та визначення її рН за 414 свердловинами. З отриманих даних зроблено машинний розрахунок показника стабільності. У результаті проведеної роботи встановлено, що 30% обстеженого фонду свердловин мають водну воду, що попутно видобувається, з показником стабільності більше 0,5, тобто. є солеутворюючими. Методика виконання необхідних робіт з визначення солеутворюючих об'єктів та програма розрахунку показника стабільності вод викладені у РД 39-0148070-026 ВНДІ-86 «Технологія оптимального застосування інгібіторів солевідкладення». Технологічний процес передбачає визначення концентрації інгібітора солевідкладення, що повністю запобігає утворенню осаду в кожнійконкретної свердловини.
Слід зазначити, що на карбонатну рівновагу і на процес солевідкладення можуть вплинути деякі хімічні реагенти, що використовуються в нафтовидобутку: інгібітори корозії, рідини для глушіння свердловин, реагенти, що закачуються в систему ППД та ін. , що видобувається рідиною, всієї маси речовини. Однак, в окремих випадках, зазначені реагенти утворюють опади відкладаються в порах пласта, внаслідок чого зменшується проникність та знижується коефіцієнт продуктивності свердловини.
Для запобігання відкладенням солей існують технологічні, фізичні та хімічні методи.
Технологічні методи передбачають вибір оптимального джерела водопостачання для підтримки пластового тиску, ізоляцію пластів і свердловин, що обводняються, збільшення глибини спуску ЕЦН, спуск «хвостовиків», використання обладнання із захисним покриттям. Використання технологічних методів часто утруднено, у зв'язку з умовами розробки, що не дозволяють їх виконувати. Захисні покриття мають локальний ефект, вони не перешкоджають процесу солеотложения по всьому шляху прямування газорідинного потоку.
Фізичні методи боротьби із солеотложением полягає у використанні акустичних, магнітних та електричних полів. Фізичні методи, як і захисні покриття, служать запобігання відкладень солей у певному місці.
Для досягнення попередження відкладення солей на всьому шляху проходження потоку, що видобувається, єдино прийнятним спосіб залишається використання хімічних реагентів - інгібіторів солевідкладення.
В даний час розроблено велику кількість інгібіторів як вітчизняного, так і імпортного виробництва. Часто інгібіторирозробляються з урахуванням умов розробки родовища конкретного регіону:
інгібітор повинен бути сумісний з пластовою водою та іншими реагентами, що застосовуються у нафтовидобутку;
реагент повинен мати хороші адсорбційно-десорбційні властивості, можливо мінімальну корозійну активність, максимальну екологічність, температуростійкість;
інгібітор повинен повністю запобігати відкладенню солей в устаткуванні;
в зимовий період часу інгібітори повинні мати низьку температуру замерзання і в'язкість.
Для боротьби з відкладеннями солей на родовищах Західного Сибіру був обраний інгібітор на основі поліетиленполамін = N = метилфосфонових кислот (ПАФ - 13А), який може бути використаний для запобігання відкладенню солей з водної фази як хлоркальцієвого, так і гідрокарбонатно-натрієвого типів.
Узагальнюючи умови утворення опадів встановлено, що відкладення частіше спостерігаються в зонах великих градієнтів тисків і реалізуються на стінках вибою та в зоні пласта, що прилягає до перфораційних каналів, а також на вході занурювальних насосів. Спосіб подачі інгібітора свердловину залежить від зони відкладення солей. При систематично спостерігаються відкладення вище прийому ЕЦН або черевика фонтанних труб, інгібітор може застосовуватися постійною або періодичною дозуванням в затрубний простір свердловин. У першому випадку подача здійснюється за допомогою дозуючого пристрою, у другому використовується цементуючий агрегат ЦА-320;
При зниженні проникності пласта, коефіцієнта продуктивності та одночасному збереженні робочого режиму закачування води в систему ППД, ймовірно відкладення солей при вибійній зоні пласта, перфораційних каналах. У цьому випадку рекомендується здійснювати накачування реагенту в привибійну зону пласта.Успішність технології закачування в привибійну зону пласта визначається ефективністю реагенту, об'ємом та глибиною доставки технологічного розчину, ступенем адсорбції та швидкістю винесення інгібітора в процесі відбору рідини зі свердловини.
Умови розробки Талліннського родовища показали, що видобуток нафти відбувається при температурах 101 - 102 С. Ефективність інгібітора типу ПАФ дещо знижується з підвищенням температури вище 85 С. і при застосуванні їх за методом закачування в привибійну зону пласта можна не отримати повного захисту від відкладень солей у привибійній зоні пласта. На глибині підвіски насоса температура газорідинного потоку значно знижується, тому ефективність захисту насосного обладнання не знижується.
Процес парафінізації устаткування викликає серйозні ускладнення при видобутку нафти. Основною причиною відкладення АСПВ на стінках труб є зміна термобаричних і гідродинамічних параметрів перебігу рідини, що видобувається в свердловинах.
Метод визначення можливості парафіновідкладення в свердловині полягає в зіставленні температури рідини, що видобувається на гирлі свердловин з температурою насичення нафти парафіном. Якщо температура на гирлі свердловини вище за температуру насичення нафти парафіном, то відкладення не спостерігаються. Якщо гирла температура нижче температури насичення нафти парафіном, то спостерігається випадання АСПВ, причому, чим більше різниця цих температур, тим інтенсивніше йде процес парафінізації і межа початку відкладень перебуває на більшій глибині.
При відомих характеристиках роботи свердловин можна розрахувати дебіт, при якому в стовбурі свердловин відбувається випадання АСПВ. Особливо схильні свердловини з низькими дебітами (до 40 т/добу) та обводненістю (до 30%). Зі зростанням обводненості продукції, що видобуваєтьсяінтенсивність парафінізації обладнання знижуватиметься. Це пояснюється тим, що при збільшенні обводнення відбувається зростання температури газонафтового потоку, гідрофілізація поверхні НКТ, це призводить до зриву відкладення АСПВ зі стінок труб. Найбільші складнощі виникають у свердловинах обладнаних штанговими насосами, де внаслідок відкладення парафіну різко зростає гідростатичний опір перебігу рідини та переміщення колони штанг.
Захисні заходи на свердловинах - закачування інгібітора СНПХ-7214 Р., розчинника ШФЛУ та гексанової фракції.
На підставі аналізу властивостей нафти та основних показників розробки було проведено розрахунки прогнозної кількості свердловин з АСПВ. Розрахунки, проведені до 2000 року, показали, що прогнозний парафіновий фонд збільшуватиметься до 1993 року і становитиме 12 % від чинного фонду, потім поступово почне спадати. Основний фонд свердловин з АСПВ складуть свердловини з високою обводненістю і низькими дебітами. Для оптимальної роботи свердловин пропонується розрахунок добової кількості реагенту за формулою
- Добова витрата інгібітора, л/добу;
- оптимальне дозування інгібітору для даного об'єкта, г/т;
- дебіт свердловини з нафти, т/сут;
- Щільність інгібітора, кг/м.
Під час розробки родовища збільшилися відкладення солей на нафтопромисловому устаткуванні. До складу відкладень входять, карбонати кальцію (від 56,9 до 91,9%), продукти корозії металоконструкцій (від 0,08 до 64,4%, органічні сполуки нафти, галіт, кремнезем та гіпс. Випадання будь-якої речовини в осад відбувається в тому випадку, якщо концентрація цієї речовини або іону в розчині перевищує рівноважну концентрацію, тобто коли спостерігається нерівність , де концентрація сполуки або іона,потенційно вільного до випадання в осад - рівноважна концентрація сполуки або іона за даних умов. Ця нерівність зміщує у бік випадання осаду або рахунок збільшення лівої частини (зростання фактичної концентрації), або рахунок зменшення правої частини (зниження граничної розчинності). Перша з цих умов виникає зазвичай при змішуванні хімічних несумісних пластових і водних, що закачуються в систему ППД. Другою умовою випадання опадів служить перенасичення вод в результаті зміни температури, тиску, виділення газів, внаслідок чого знижується величина рівноважної концентрації. Із застосуванням заводнення відбувається гідрохімічні зміни, що позначаються на формуванні водних вод. При закачуванні води в нафтовий пласт утворюється складна багатокомпонентна система: закачування води - пластова вода - поховальна вода - нафта з розчиненим газом - породи пласта. В результаті складних внутрішньопластових процесів в цій системі відбувається збільшення концентрації солеутворюючих іонів у водах, що водночас добуваються.
Можна відзначити, що відкладення карбонату кальцію відбувається одночасно з кількох причин, обумовлених геологічним будовою покладів, системою їх розробки та технологічними особливостями експлуатації свердловин.