АНАЛИЗЫ И ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА МЕТОДА ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

АНАЛИЗЫ И ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА МЕТОДА ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Деряев Аннагулы Реджепович

 

Эксплуатационно-технические характеристики продуктивных нефтяных скважин месторождения Алтыгуйы приведены в таблице 1 и 2.

Дебит 24 фонтанных скважин 82-6 т/сут, обводненность 1-30%, только обводненность 3-х скважин (№№ 7,16, 18) составляет 73; 71; 77%. Газовый фактор 205-1129 м³/т и температура застывание нефти 36-37⁰С.

В 2011 году 2 скважины (№№3 и 51) переведены на газлифтную эксплуатацию. В 2014 году в связи с переходом этих двух скважин на полуфонтанный режим работы прекращена подача рабочего агента [1]. А в настоящее время эти скважины работают фонтанным способом. При эксплуатации скважин газлифтным способом со временем произошло снижение затрубного давления, разгазирование нефти и увеличение растворенного газа в составе извлекаемой продукции. Это условие в результате привело к переходу скважин от газлифтного к фонтанному способу эксплуатации.

В последующем со временем снижения пластового давления на продуктивных пластах придется восстановить подачу газа и переходить к газлифтному способу эксплуатации.

Таблица 1.

Эксплуатационно-технические характеристики продуктивных нефтяных скважин месторождения Алтыгуйы

 

В настоящее время на месторождении эксплуатируется 52 скважины. По расчетам разработки месторождения рассматривается переход всех фонтанных скважин на эксплуатацию газлифтным способом.

Таблица 2.

Эксплуатационно-технические характеристики продуктивных нефтяных скважин месторождения Алтыгуйы

№ скв	Способ эксплуа-тации	Гори-зонт	Забой (м)	Интервал перфорации, (м)	Рб/Рз.тр.	Диаметр щтуцера (мм)	Глубина ввода газа (м)	Приме-чание
21	фонтан	НК-8	4007	4001-4004 3993-3998 3994-4000	34/118	5	2200
3	фонтан/ газлифт	НК-9	3757	3732-3778	60/105	4
4	фонтан	НК-9	3770	3728-3740	44/106	8
7	фонтан	НК-9	3758	3746-3750	24/153	5
10	фонтан	НК-9	3674	3653-3662	76/154	6
11	фонтан	НК-9	3868	3833-3839	27/136	6
12	фонтан	НК-9	3740	3720-3726	153/248	8
16	фонтан/ газлифт	НК-9	3875	3850-3857 3800-3806 3769-3775	152/155	5		Панчер 2000 м
17	фонтан	НК-9	3860	3842-3848	57/143	8
18	фонтан	НК-9	3905	3890-3896	15/116	4
19	фонтан	НК-9	3910	3891-3897	114/122	8
24	фонтан	НК-9	3751	3691-2302	118/144	8
51	фонтан/ газлифт	НК-9	3685	3652-3662	31/94	5		Панчер 2000 м
52	газлифт	НК-9	3685	3672-3679	46/76	6	2200	Панчер 2000 м
102	фонтан	НК-9	3727	3695-3704	100/114	6
104	фонтан	НК-9	3760	3714-3723	63/154	4
105	фонтан	НК-9	3860	3838-3844	81/152	8
106	фонтан	НК-9	3810	3783-3792	122/136	5
107	фонтан	НК-9	3885	3864-3869	78/110	5
108	фонтан	НК-9	3829	3790-3796	63/115	6
110	фонтан	НК-9	3820	3789-3791	52/137	4
111	фонтан	НК-9	3880	3834-3842	57/148	8
112	фонтан	НК-9	3771	3763-3769	13/167	4
113	фонтан	НК-9	3705	3686-3695	70/112	8
114	фонтан	НК-9	3700	3682-3691	102/136	6

 

В таблице 3 приведены предлагаемые варианты разработки перехода фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации.

При газлифтном режиме подача рабочего агента в интервале 2000-2200 метров подъемники осуществляются при 38 ⁰С разогретым газом, через отверстия временно установленных вместо газлифтных клапанов [2, 3].   

 

Таблица 3

Предлагаемый вариант разработки перехода фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации по месторождению Алтыгуйы (базовый I вариант)

Показатели	Ед.изм	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Добыча нефти	тыс.т
Добыча жидкости	тыс.т
Ресурсы попутного газа	млн.м3
Перевод скважин на газлифтный способ	скв		5	6	7
Фонд газлифтных скважин действующих до конца года	скв	1	6	12	19	19	19
Средний дебит нефти действующих скважин	т/сут
по жидкости	т/сут
Обводненность	%
Необходимый ресурс газа для газлифта	млн.м3	1,9	5,9	30,2	32,3	43,1	41,7

(II вариант)

Добыча нефти	тыс.т
Добыча жидкости	тыс.т
Ресурсы попутного газа	млн.м3
Перевод скважин на газлифтный способ	скв		7	12	12	12	12
Фонд газлифтных скважин действующих до конца года	скв	1	8	20	32	44	56
Средний дебит нефти действующих скважин	т/сут
по жидкости	т/сут
Обводненность	%
Необходимый ресурс газа для газлифта	млн.м3	1,9	19,7	68,8	141	188	209

 (III вариант)

Добыча нефти	тыс.т
Добыча жидкости	тыс.т
Ресурсы попутного газа	млн.м3
Перевод скважин на газлифтный способ	скв		11	24	13	7	6
Фонд газлифтных скважин действующих до конца года	скв	1	12	36	49	56	62
Средний дебит нефти действующих скважин	т/сут
по жидкости	т/сут
Обводненность	%
Необходимый ресурс газа для газлифта	млн.м3	1,9	11,0	45,4	88,7	120	120

 

На месторождении в газлифтные скважины подача газа осуществляется с рабочими давлениями 70-85 кгс/см² специальными газосжимающими линиями. Расход газа в настоящее время на каждую скважину составляет в среднем 15 тыс. м ³/сут.

Для работы подъемника с наибольшей эффективностью, т.е. с минимальным удельным расходом, необходимо чтобы подъемник работал на ре­жиме оптимального дебита, для чего необходимо наибольшее погружение под динамический уровень, т.е. длина подъемника должна быть равна глубине скважины. Минимальный удельный расход при режиме максимальной подачи обеспечивается при условии, если относительное погружение ξ = 0,5, а для оптимального режима относительный максимальный дебит будет ξ = 0,6 [4].

Эксплуатируемые газлифтные скважины необходимо оптимизировать согласно существующим методикам. Согласно расчетам, в газлифтных скважинах с точкой ввода газа 2300 - 2500 принимаем рабочее давление Р_раб = 6,4; 7,4; 8,4 МПа, а в скважинах с глубиной ввода газа 3000 - 3500 м - 10÷12 МПа. На газоконденсатных месторождениях необходимо реализовать компрес­сорный газлифт по замкнутому циклу с качественной подготовкой газа для нужд газлифта и с дальнейшей подачей газа в экспортный газопровод.

Система сбора и подготовки продукции на скважинах месторождения Алтыгуйы совместим со сбором и подготовки продукции на скважинах месторождения Корпедже.

Система сбора и подготовки газоконденсатных скважин месторождения Алтыгуйы показана на рисунке 1.

Продукция газоконденсатных скважин с газопроводами направляется к комплексной замерной установке и оттуда через коллекторы отправляют на первую ступень Корпеджинской установки комплексной подготовки газа.

Рассмотрим особенности энерготехнологическо­го комплекса газоконденсатного месторождения на примере Западной части Туркменистана, включающего до­бывающие скважины, систему сбора, систему подготовки и компримирование добываемого газа в аспекте целесообразности (необходимости) изменения (реконструкции) на перспективу, охватываемую составляемым проектом раз­работки месторождения [5].

 

Рисунок 1. Система сбора и подготовки газоконденсатных скважин месторождения Алтыгуйы

 

Компрессорной станцией (КС) предусматривается:

1. компримирование попутного газа, поступающего на прием КС по газо­проводу в трех ступенях сжатия: от 0,3 МПа до 7,5 МПа;

 2. компримирование попутного газа, поступающего на прием КС по сбор­ным газопроводам с нефтегазосборных пунктов (ДНС-1 и ДНС-2) по месторождениям;

 3. компримирование природного газа самого газоконденсатного месторождения, посту­пающего на прием КС по подводящему сборному газопроводу, подклю­ченному к соответствующим групповым замерным установкам (ГЗУ).

Технико-технологическими особенностями КС являются также:

- наличие на компрессорной станции двух агрегатов (с системами охлаж­дения) первой и второй ступеней сжатия попутного газа от входного давления 0,3 МПа до давления 2,8 МПа, являющегося входным давле­нием на концевую (третью) ступень сжатия;

- наличие на компрессорной станции трех агрегатов на третьей ступени сжатия, один из которых предназначен для сжатия попутного газа, а два других для сжатия природного газа, поступающего непосредственно на концевую ступень сжатия из подводящего газопровода природного газа;

- наличие системы охлаждения газа методом низкотемпературной механической рефрежерации, т.е. методом низкотемпературной конденса­ции, которая обеспечивается за счет выработки холода на парокомпрессионных машинах с использованием хладагента - фреона.

Ресурсы газа, которые могут быть утилизированы (направлены потребителю с требуемым качеством газа) через КС однозначно равны ее проектной производительности в год при сохранении указанного выше давления на входе в КС по двум потокам газа [6, 7].

Особенностью эксплуатации УКПГ (установка комплексной подготовки газа) на текущем этапе разработки месторождения является необходимость поддержания на входе в уста­новку давления, обеспечивающего требуемое качество экспортного газа, т.е. получение установленных контрактом на поставку газа точек росы по воде и углеводородам.

Произведенным текущим анализом параметров работы УКПГ выявляется дефицит пластовой энергии давления газа, поступающего на УКПГ в режимах, соответствующих проектной производительности.

Отмечаем, что общий (интегральный) эффект охлаждения газа по технологии низкотемпературной сепарации газа с применением рекуперативного теплообмена в значительной степени зависит от типа, установленного тепло­обменника т.е. его конструктивных особенностей и площади теплообменной поверхности [8].

Установленные на УКПГ теплообменники обеспечивают практически двукратное по отношению к дроссельному эффекту Джоуля-Томпсона снижение температуры газа, поступающего в низкотемпературный сепаратор.

Формула для определения требуемого оперативного значения температуры сепарации газа (в низкотемпературном сепараторе) представляется в виде:

Т_вх- температура газа на входе в УКПГ;

ΔТ_др- снижение температуры на дросселе за счет эффекта Джоуля Томпсона:

ΔР_др - перепад давления на дросселе, МПа; ε - коэффициент Джоуля - Томпсона, определяемый термодинамическими условиями дроссе­лирования и принимаемый ε = 0,27 МПа/°С;

ΔТ_о - понижение температуры газа в теплообменнике, которое по эксплуатационным данным представляется в виде:

Критическое значение давления на входе в УКПГ, при котором выполняются условия подготовки кондиционного газа, определяется по соотноше­нию:

где Р_тр - давление в начале газопровода (на выходе из УКПГ), которое, в свою очередь, определяется в зависимости от величин требуемого давления в конце трубопровода и потерь давления в трубопроводе;

где: Р_кон - концевое давление, принимаемое по условиям поставки газа рав­ным 5,6 МПа.

В результате расчетов по приведенным соотношениям необходимый перепад давления на УКПГ для получения кондиционного газа с точ­кой росы по воде Т_р.в. = 0°С, составляет в летний период ΔР ~3,0 МПа и в зимний период ΔР ~ 1,5 - 2,0 МПа, что соответствует необходимости

где: Р_кон - концевое давление, принимаемое по условиям поставки газа равным 5,6 МПа.

В результате расчетов по приведенным соотношениям необходимый перепад давления на УКПГ для получения кондиционного газа с точкой росы по воде Т_рв = 0°С, составляет в летний период ΔР ~ 3,0 МПа и в зимний период ΔР ~ 1,5 - 2,0, что соответствует необходимости обеспечивать на входе в УКПГ давление Р_вх ~ 9,5 МПа в летний период и 8,5 МПа в зимний период.

Ресурсы газа высокого давления, обеспечивающего его подготовку до требуемых кондиций на УКПГ, соответствующие приведенным выше расчетным значениям входного давления, определяются в данном проекте разработки месторождения на рассматриваемую перспективу [9].

В связи с проектируемым на перспективу снижением ресурсов газа высокого давления для поддержания работы УКПГ в режимах, обеспечивающих подготовку газа до экспортной кондиции, требуется безотлагательное строительство дожимной компрессорной станции.

На месторождении Алтыгуйы при выборе режима фонтанирования (диаметра штуцера) необходимо, чтобы скважина имела оптимальный дебит при малом газовом факторе, давала меньше воды и песка, фонтанировала спокойно, без больших пульсаций. Только при выполнении этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расходование пластовой энергии и длительное, бесперебойное фонтанирование скважины.

При выборе режима работы фонтанной скважины учитывают также и пластовые условия - близость контурной воды, возможность образования пробки в скважине, режим самого месторождения и др.

Основными причинами нарушения нормальной работы фонтанных скважин являются запарафинивание фонтанных труб, образование песчаной пробки, разъедание штуцера, забивание штуцера или выкида парафиновыми отложениями и др [10].

Мероприятия по восстановлению режима эксплуатации скважин проводятся в зависимости от причины, вызвавшей его нарушение.

При образовании песчаной пробки в фонтанных трубах, вызвавшей падение буферного давления до нуля и прекращение подачи, применяют промывку насосом жидкости (нефти) в затрубное пространство для восстановления циркуляции и ликвидации пробки.

Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое и о появлении воды, последнее обна­руживается взятием пробы из струи. При появлении воды необходимо увеличить давление на забой, уменьшив диаметр штуцера. Для устранения забойной пробки дают скважине поработать без штуцера или подкачивают в затрубное пространство нефть.

Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера песком, в этом случае надо перевести фонтанную струю на другой выкид и тут же сменить штуцер.

Если указанным методом не удается ликвидировать песчаные пробки в подъемных трубах или на забое, то останавливают скважину для ремонтных работ, после выполнения, которых пускают ее в нормальную эксплуатацию.

Депарафинизация лифта является основным способом обеспечения нормальной эксплуатации фонтанных скважин. Наибольшее количество парафина откладывается в верхней части подъемных труб, на длине 400 - 1000 м от устья скважины и в промысловой системе сбора нефти, в которой выпадение парафина увеличивается в холодное время года. Против запарафинивания подъемных труб применяют несколько способов. Прежде всего, это меры режимного характера: уменьшение пульсации и периодичности фонтанирования, регулирование газового фактора с целью его максимального снижения.

Если эти меры результата не дают, необходима очистка подъемных труб от парафина.

Предусматривается 3 вида очистки от парафина: механическая, тепло­вая, химическая [11, 12].

Механическая очистка труб от парафина выполняется в процессе эксплуатации скважин без их остановки скребками различной конструкции.

При тепловом воздействии подъемные трубы подогревают паром, горячей нефтью, закачиваемыми в затрубное пространство скважины без ее оста­новки. Расплавленный парафин выносится струей нефти на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии. Тепловой способ не предупреждает отложения парафина в трубах, его применяют эпизодически, при благоприятных условиях и когда по каким-либо причинам не удается исполь­зовать другие более эффективные способы.

В качестве растворителя парафина предусматривается использование конденсата (газолин), который добывается на месторождении Алтыгуйы в достаточном количестве.

Наиболее характерные осложнения при газлифтной добыче - появление песка и пробкообразование, отложение парафина в подъемных трубах и выкидных линиях.

Меры против поступления песка в скважину носят режимный характер и сводятся к ограничению депрессии, т.е. ограничению отбора нефти. Величину отбора жидкости из газлифтных скважин регулируют путем изменения количества нагнетаемого рабочего агента, глубины погружения подъемных труб или их диаметра. Для предотвращения оседания песка в периоды наибольшего поступления его из пласта, не прерывая эксплуатацию, в затрубное пространство небольшими порциями подкачивают передвижным насосом нефть.

Иногда давление нагнетаемого в скважину газа резко увеличивается при одновременном прекращении подачи жидкости. Это может произойти из-за образования в подъемных трубах так называемой патронной песчаной пробки, которая перекрывает сечение подъемных труб, не давая выхода смеси нефти и нагнетаемого газа на поверхность. Для разрушения такой пробки газ нагнета­ют не в кольцевое пространство, а в подъемные трубы. Если таким способом не удается продавить пробку из труб на забой скважины, то приходится из­влекать трубы [13].

При оборудовании скважин однорядным подъемником его заканчивают хвостовиком меньшего диаметра, чем основная колонна НКТ. Спуск подъемных труб с хвостовиком до фильтра облегчает условия выноса песка жидкостью на поверхность и предотвращает образование песчаных пробок.

Мероприятия, предотвращающие отложения парафина в подъемных трубах при газлифтной эксплуатации скважин, и способы очистки труб от парафина аналогичны применяемые при фонтанной эксплуатации.

С падением пластовых давлений и обводнением пластов на некоторых этапах разработки в газоконденсатных месторождениях западной части Туркменистана предусматривается совершенствование газлифта. Предлагается колонну подъемных труб, снабженных скважинными камерами с расположенными в них газлифтными клапанами (пусковыми и рабочим), устанавливать в эксплуатационной колонне на пакере. Тем самым исключается влияние нагнетаемого газа на приток жидкости в скважину. Предусматривается проведение исследовательских работ по оптимизации режимов работы газлифтных скважин по известным методикам для определения оптимального дебита.

Также необходимо оснащение системы газлифтного газораспределения регулирующей и измерительной аппаратурой.

Все меры, указанные выше, направлены на увеличение и стабилизацию добычи газлифтным способом и уменьшение объемов нагнетаемого газа.

На разрабатываемом газоконденсатном месторождении Алтыгуйы с истечением времени эксплуатации количество газлифтных скважин будет расти, т.к. с прекращением фонтанирования скважин возникает необходимость их перевода на механизированный способ [14].

При существующих режимах газлифтных подъемников глубина ввода рабочего агента (газа) находится в пределах 1400 - 3000 м, ввод газа в подъемник осуществляется через отверстия (панчеры) временно заменяющие рабочие клапана.

Подача газа к газлифтным скважинам осуществляется из газопровода по отдельным газонагнетательным линиям при рабочих давлениях 6,2 - 11 МПа.

Эксплуатируемые газлифтные скважины необходимо оптимизировать согласно существующим методикам. Согласно расчетам, в газлифтных скважинах с точкой ввода газа 2300 - 2500 принимаем рабочее давление Рраб = 6,4; 7,4; 8,4 МПа, а в скважинах с глубиной ввода газа 3000 - 3500 м - 10÷12 МПа. На газоконденсатном месторождении Алтыгуйы необходимо реализовать компрес­сорный газлифт по замкнутому циклу с качественной подготовкой газа для нужд газлифта и дальнейшей подачей газа в экспортный газопровод.

К вопросам экологии и охраны природы относятся ограничения внешнего воздействия на окружающую среду, недопущения при добыче углеводородных ресурсов их потери, проведения технических и контрольных мероприятий.

Нефтегазовые предприятия занимают одно из первых мест среди других секторов народного хозяйства по степени воздействия на окружающую среду. Разведка и разработка нефтяных месторождений включает в себя такие технологии как геологоразведочное бурение, добыча нефти, сбор и подготовка углеводородов, транспортировку и переработку.

Предприятия нефтяной и газовой промышленности оказывают вредное воздействие на все объекты природы, атмосферу, гидросферу и подземные и поверхностные воды, геологическую среду, пробуренные скважины на всех глубинах, на землю, где они расположены.

Цикл нефтегазовых работ состоит из двух основных групп:

1. Новые строительные площадки (поиск и разведка, буровые работы, монтаж оборудования)
2. Рабочие процессы предприятия (сбор, переработка, отгрузка и переработка нефти и газа)

При проведении строительных работ составляют отчет о техногенном загрязнении земли и окружающей среды по техническим причинам.

Отчет о принятых мерах по охране окружающей среды должен быть подготовлен нефтегазодобывающими организациями [15].

Следует отметить, что время, затраченное на разведку, бурение и подготовку нефтегазовых месторождений, время производства продукции предприятия, загрязнение вызвано по техническим причинам.

Выполнение этих работ наносит высокий вред на окружающую среду. Экологические катастрофы, которые происходят это физико-механические воздействия на почву, землю, флору, фауну, почву, понижение гидрогеологических условий, усиление условий эрозии почв, ухудшение условий жизни фауны и флоры и местных жителей, и другие.

В данное время на газоконденсатном месторождении Алтыгуйы завершены геологические исследования и на основании полученных данных был подготовлен план полевых испытаний.

При бурении скважин на месторождениях окружающая среда загрязняется в основном некоторыми химическими элементами, используемыми при приготовлении буровых растворов.

В настоящее время нормальные предельные значения, химические элементы, свидетельствующие об агрессивности, используемые при приготовлении буровых растворов, не установлены.

При буровых работах источником загрязнений атмосферного воздуха является работающие на дизельном топливе оборудования, которые выбрасывают в атмосферу в течение года 2 тонны углеводородов и сажи, 30 тонн оксидов азота, 8 тонн окиси углерода и 5 тонн ангидрита серы. При бурении скважин буровой раствор смешивается с почвенными слоями, поверхностными и подземными водами, образуя 30 м³/сут используемой воды [16].

При освоении скважин в основном вызывает загрязнение углеводород. В большинстве случаев циркуляционные растворы на нефтяной основе с серьезными экологическими последствиями производят использованные сточные воды, суспензией и коллоидным раствором.

При подготовке природоохранных мероприятий при проведении монтажных работ в скважинах необходимо избегать работ, которые негативно влияют на природные объекты. Поскольку источники загрязнения тесно связаны с технологией используемой предприятием, необходимо установить технологию, оказывающую наименьшее воздействие на окружающую среду.  При геохимической разбивке почвы необходимо выполнение нижеследующих:

• При подготовке участков следует не допускать загрязнение верхнего слоя почвы от получаемой продукции;
• На шламовых амбарах собирать осадочные породы выбуренных пород;
• Необходимо укрывать шламовый амбар;
• Восстановить участок почвы добываемой продукции;
• Дорожное строительство.

В результате буровых работ происходят негативные влияние на гидрогеологическое изменение в почвах земли, и в результате происходят проникновения в водоносные горизонты буровых растворов, которые приводят к образованию комплекса вод.

Воды, применяемые при буровых растворах, делятся на три группы:

1. Воды, образующиеся при производстве работ;
2. Воды для хозяйственных работ;
3. Атмосферные, дождевые воды.

Циркуляционные воды используются для выноса выбуренных горных пород на поверхность. В мировой практике 95% в состав циркуляционных вод смешивается элементы глины для приготовления буровых растворов.

Качество используемых промывочных растворов помогает скорости буровых работ, предотвращению осложнений с кольматацией и водопроявлением [17].

При эксплуатации добывающих скважин и нефтегазосборных сооружений комплексная система безопасности и охраны окружающей среды включает:

- контроль за состоянием скважинной арматуры;

- выбор оборудования и трубопроводов, соответствующих заданным условиям эксплуатации с учетом действующих нормативов;

- периодические испытания оборудования на прочность (опрессовки);

- защита от коррозии;

- предотвращение технологических осложнений, создающих аварий­ные ситуации (загидрачивание газовых коммуникаций, отложение парафина и солей в скважинах и системах сбора), с применением специальных веществ - ингибиторов.

При сборе и хранении нефти требование безопасности и сокращения выбросов углеводородов в окружающую среду обеспечиваются на стадии вооружения сборных пунктов с соблюдением строительных норм и правил, с необходимым оборудованием резервуаров с плавающими крышами или дыхательной арматурой, с обязательным обвалованием резервуарных парков для локализации аварийных разливов нефти [18].

При осуществлении газлифтного способа добычи нефти, при высоком проявлении нагнетаемого в скважину газа для обеспечения безопасности и защиты окружающей среды предусматривается (кроме выполнения проектирования и строительства основных объектов в полном соответствии с требуемыми технологическими параметрами эксплуатации по действующим СНиПам) сооружение и правильная эксплуатация дополнительного технологического оборудования, обеспечивающего безгидратный режим эксплуатации газораспределительных систем (печи для подогрева газа и установка для ингибирования). В случае сооружения печей для подогрева углеводородов произвести предварительный расчет загрязнения атмосферы продуктами сгорания и оценить необходимость определения ПДК.

Хранение и использование химреагентов предусматривается производить в соответствии с их индивидуальными особенностями и в соответствии с Правилами по технике безопасности в нефтяной промышленности, включая обеспечение работников средствами индивидуальной защиты (СИЗ), проведение инструкций и проведение мониторинга состояния оборудования, используемого для применения химреагентов (ПАВ, метанол и т.д.).

Эксплуатация электроустановок и теплотехнического оборудования предусматривается в соответствии с действующими правилами ТБ и ППТ.

По оценкам, на нефтепромыслах с аналогичной технологией добычи и сбора нефти максимальные концентрации перечисленных выше вредных веществ на границе санитарной зоны (в радиусе 1000м от источника выброса) не превышают предельно допустимых (ПДК), которые устанавливаются для каждого вредного вещества индивидуально по методике Госкомгидромета (ОНД-86).

В связи с этим, выбросы вредных веществ в атмосферу, при соблюдении штатных (безаварийных) технологических режимов эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования, могут считаться ориентировочно соответствующими предельно допустимым выбросам (ПДВ) [19].

Детальная оценка выбросов по всем промысловым объектам учтена при составлении экологического паспорта.

Экологический паспорт разрабатывается в соответствии с ГОСТом 17.0.0.04-90 «Система стандартов в области охраны природы и улучшения использования природных ресурсов», в котором уже дается полный технологический цикл данного производства от поставки исходных продуктов до полу­чения готовой продукции. При этом на каждом производстве тщательно про­веряется и вычисляется наличие выбросов, сбросов и твердых отходов и анализируется их влияние на окружающую среду. Весь этот материал описывается и рассчитывается в соответствующих главах экологического паспорта. Здесь же выводится заключение о необходимости расчета норм ПДВ, резуль­таты которых оформляются в виде второго тома, но в перспективе, в случае увеличения объемов добычи нефти за счет миоцена-палеогеновых и мезозойских подстилающих красноцветных отложений, необходимо будет откорректиро­вать все расчеты по выбросам.

Глубина бурения эксплуатационных скважин на площади Алтыгуйы по горизонту НК₉, в зависимости от расположения скважин в структуре, в среднем изменяется в интервалах сводной части 3750 м, в крилевых частях составляет 4000м.

Бурение скважин планируется роторным способом. Все проектные скважины - вертикальные.

Выбор и обоснование конструкции скважин осуществляется в соответствии с интервалами совместимости разреза скважин по горно-геологическим условиям бурения на основе прогнозных кривых пластовых давлений и давлений разрыва пород (совмещенный график давлений). А также с учетом требований «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Регламента расчета промежуточных колонн при бурении скважин на площадях Западной Туркмении» и геолого-технической информации, на основании предложений по усовершенствованию технико-экономических показателей по ранее пробуренным скважинам на площади Алтыгуйы [20, 21].

Конструкция эксплуатационных скважин глубиной 3750м на продуктивный горизонт НК-9 в сводной части имеет следующий вид:

- шахтное направление из труб Ø720мм и длиной 10м для предотвраще­ния размыва устья и обвязки устья скважины с желобной системой для циркуляции бурового раствора;

- удлиненное направление из труб Ø 530мм и длиной 30м для перекрытия верхней неустойчивой части разреза и установки противовыбросового оборудования, для эффективного управления скважиной при дальнейшем углублении под кондуктор и возможных газопроявлениях на малых глубинах;

- кондуктор из труб Ø426мм и длиной 400м для перекрытия неустойчивых песчано-глинистых четвертичных отложений и эффективного управления скважиной при возможных флюидопроявлениях, с помощью противовыбросового оборудования в процессе бурения под промежуточную колонну;

- первая промежуточная колонна из труб Ø324мм и длиной 1600м для уменьшения интервала открытого ствола скважины при бурении под техническую колонну, предотвращения гидроразрыва при увеличении плотности бурового раствора.

- вторая техническая колонна из труб Ø324мм и длиной 3460м для перекрытия пластов с высокими пластовыми давлениями и с целью увеличения плотности бурового раствора до 2,0 – 2,15 г/см³, а также, для уменьшения прихватоопасности бурильного инструмента и управление противовыбросовым оборудованием при возможных осложнениях и в процессе бурения под эксплуатационную колонну. Башмак обсадной колонны с корректировкой спускается на нижнюю часть горизонта НК-6;

- эксплуатационная колонна из труб диаметром Ø140мм спускается на проектную глубину 3750 м с целью эксплуатации продуктивного горизонта.

Подъем цемента за всеми колоннами производится до устья. Совмещенный график давлений приведен на рисунке 2.

Конструкция эксплуатационных скважин глубиной 4000м на продуктивный горизонт НК-9 в крилевой части имеет следующий вид:

- шахтное направление из труб Ø 720мм спускается на глубину 10м для предотвращения размыва устья и обвязки устья скважины с желобной системой для циркуляции бурового раствора;

- удлиненное направление из труб Ø 530 мм спускается на глубину 30м для перекрытия верхней неустойчивой части разреза, состоящей из рыхлых, песчано-глинистых отложений, предохранения устья скважины от размыва, а также перекрытия зоны возможного газонасыщения на малых глубинах;

 

Рисунок 2. Совмещенный график давлений на месторождении Алтыгуйы

 

- кондуктор из труб Ø426мм спускается на глубину 600м в водонапорные горизонты для перекрытия верхней неустойчивой части разреза чет­вертичных отложений, изоляции ствола скважины от гидростатически свя­занных с поверхностью вод, вторичной загазованности пород из-за дрениро­ванности. А также установки противовыбросового оборудования для эффек­тивного управления скважиной при возможных нефтегазоводопроявлениях в процессе бурения под первую промежуточную колонну;

- первая промежуточная колонна из труб Ø 324мм спускается на глу­бину 2000м для перекрытия четвертичных отложений, апшеронского и акчагыльского ярусов, части верхнего отдела красноцветной толщи, в которых возможны обвалы ствола и поглощения бурового раствора в процессе провод­ки скважины, а также обеспечивает успешную проводку скважины до глуби­ны спуска II промежуточной колонны и эффективное управление скважиной при возможных газонефтеводопроявлениях с помощью противовыбросового оборудования;

- вторая промежуточная колонна из труб Ø245мм спускается на глубину 3750м, обеспечивает успешную проводку скважины до глубины спуска эксплуатационной колонны, а также эффективное управление скважиной при проявлениях, при вскрытии высоконапорных газоконденсатных горизон­тов НК-7 и НК-8 с помощью противовыбросового оборудования.

Башмак Ø245 мм второй промежуточной колонны устанавливается в глинистой пачке, и глубина установки башмака корректируется по данным каротажа;

-эксплуатационная колонна из труб диаметром Ø140мм спускается на проектную глубину 4000м, обеспечивает необходимые условия опробования продуктивных пластов и проведение ремонтно-изоляционных работ. Окончательная глубина спуска эксплуатационной колонны корректируется по дан­ным ГИС.

Подъем цемента за всеми колоннами производится до устья.

Бурение скважин под кондуктор проектируется осуществлять на нефтеэмульсионном гуматно-лигносульфонатном буровом растворе, под промежуточные и эксплуатационную колонны - на полимерном, ингибированном цементом буровом растворе АЛКАР-3 по рецептуре института "Небитгазылмытаслама" [22].

В процессе бурения эксплуатационных скважин отбор керна, как правило, не проектируется. Отбор отдельных образцов керна может быть заплани­рован с целью изучения их фильтрационных свойств и разработки мероприя­тий по их эффективному (без загрязнения) вскрытию.

Отдельные исследования пластов в процессе бурения и другими способами могут быть запланированы и выполнены с целью уточнения пластовых давлений, давлений гидроразрыва породы и свойств пластового (порового) давления [23, 24].

Для проводки скважин планируется использование глинистых растворов на водной основе, утяжеленных баритом и обработанных хромлигносульфонатными реагентами и ингибированные цементом.

Для сооружения скважин требуются буровые установки нормального ряда БУ-5000 на дизельном приводе - «Уралмаш-ЗД» и дизель-электрическом -«ZJ 70 DS».

Буровые станки, кроме оборудования, входящего в комплект, должны быть оснащены также комплектными противовыбросовыми установками и дополнительным оборудованием для приготовления, очистки и хранения утяжеленных буровых растворов в условиях пустыни.

При бурении используются жесткие компоновки низа бурильных ко­лонн согласно регламенту, разработанного лабораторией технологии бурения института "Небитгазылмытаслама". Рекомендуемые компоновки предотвращают искривление ствола скважины. Их применение не требует проведения дополнительных шаблонировок и проработок ствола скважин перед спус­ком обсадных колонн.

Для проходки стволов скважин рекомендуется применять высокопроизводительные 3-х шарошечные долота серии МС-ЦГАУ, МС-ЦГВУ и С-ЦГВУ. Регулировка режимных параметров производится в соответствии с техниче­ским проектом или геолого-техническим нарядом (ГТН).

В процессе бурения планируются комплексные геофизические исследования скважин.

В комплекс исследований входит: стандартный каротаж (КС, РС), каверномер, профиломер, БК, ГК, НК, термометрия, АК, инклинометр. По всем стволам работы по каротажу проводятся в масштабе 1:500. 

С целью достижения наибольшего технологического эффекта производится регулировка фильтрационных и реологических свойств раствора. Для вскрытия продуктивного объекта буровой раствор подвергается специальной обработке с целью уменьшения его водоотдачи и придания фильтрату свойств, предупреждающих загрязнение пласта.

Защита пласта от загрязнения при вторичном вскрытии достигается перфорацией колонны в условиях заданной депрессии на пласт с помощью перфораторов ПКО-86 (на буровом растворе) или «Пауржет», «Энержет» (на воде), с последующим плавным (во избежание разрушений приствольной зоны) запуском объекта в работу по технологии института "Небитгазылмытаслама" [25].

С целью изучения характера изменения нефтегазонасьпценности пластов и для наиболее полного извлечения запасов в процессе разработки нефтегазо­вых залежей необходимо осуществлять комплексные гидрогазодинамические, промыслово-геофизические и лабораторные исследования.

Контроль за разработкой нефтегазовых залежей, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования должен включать следующий ми­нимум исследований по действующим добывающим скважинам:

- систематические и периодические контрольные измерения и опреде­ления пластовых, забойных и устьевых давлений. Забойное давление должно измеряться в виде разовых исследований по всем новым добы­вающим скважинам и после выхода их из ремонта, а также системати­чески - в действующих скважинах не реже двух раз в год. Определе­ние пластового давления должно осуществляться в виде разовых ис­следований по всем скважинам, вскрывшим продуктивные пласты (в том числе и в законтурной области), после выхода их из бурения или проведения ремонтных работ и систематически в действующих добы­вающих скважинах не реже одного раза в полугодие; исследования методом установившихся отборов должны проводиться как разовые по всем новым скважинам,  а также по действующим скважинам до и после ремонтов, геолого-технических мероприятий (ГТМ) связанных с изменением состояния призабойной зоны, так и систематически по действующим добывающим скважинам не реже одного раза в два года;

- исследования скважин методом восстановления давления производят­ся в виде разовых исследований по всем новым добывающим, а также скважинам, вышедшим из ремонта и систематически по действующим добывающим скважинам не реже одного раза в два года.

Кроме того, осуществляется контроль динамики изменения текущей и накопленной добычи нефти, воды и газа по залежи в целом, по отдельным пластам, участкам, отдельным скважинам. По скважинам, вскрывающим многопластовые объекты, исследования методом восстановления давления должны производиться одновременно с исследованиями профиля притока геофизической службой:

- изучение профилей притока должны осуществляться как разовые исследования по всем новым добывающим скважинам и после ГТМ, связан­ных с воздействием на призабойную зону, так и систематически по до­бывающим скважинам, оборудованным для производства глубинных измерений не реже одного раза в год.

- Эти исследования могут производиться как в сочетании с исследованиями методом установившихся отборов и восстановления давления, так и са­мостоятельно:

- контроль за положением ВНК, ГНК и ГВК измерения нефтегазонасыщенности должны осуществляться с помощью комплекса геофизиче­ских методов по наблюдательным скважинам, скважинам опорной сети не реже одного раза в полугодие, а также по добывающим скважинам процессе ГТМ;

- определение источников и интервалов обводнения, вскрытых перфора­цией, производится как в процессе изучения профилей притока, так и самостоятельно при обводнении продукции скважин;

- определение температуры по стволу работающей скважины производится выборочно по отдельным скважинам не реже одного раза в год;

- определение пластовой и забойной температуры производится в процес­се измерения забойного и пластового давления не реже одного раза в полугодие;

- обследование состояния эксплуатационных колонн должно проводиться по фонду добывающих скважин в процессе ремонта, ГТМ и подозрении на образование дефекта. При исследовании выявляются места повреж­дения колонн, состояние цементного кольца и местоположение заколонных перетоков;

- ревизию газлифтных клапанов и определение места ввода газа в подъ­емник рекомендуется проводить после спуска лифта и в случае резкого снижения дебита скважины;

- отбор глубинных проб нефти и их последующий анализ должны осуще­ствляться по специально выделенным опорным скважинам, общее коли­чество которых должно составлять не менее 5% от всего фонда добы­вающих скважин;

- отбор устьевых проб нефти, газа и конденсата для определения физико-химических свойств в поверхностных условиях рекомендуется осущест­влять один раз в год по скважинам опорной сети.

Анализ геолого-промысловых материалов показывает, что в эксплуатационном фонде имеется ряд скважин с гидродинамическим несовершенством по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта. При составлении проекта разработки газоконденсатных залежей месторождения с целью увеличения продуктивности скважин рекомендуется определить объекты дострела и перестр­ела продуктивного горизонта в газовой среде усиленными зарядами.

Для увеличения продуктивности низкодебитных скважин рекомендуется проведение глинокислотных обработок призабойной зоны пласта и гидроразрыва пласта.

На основе полученных положительных результатов использования способа одновременной эксплуатации скважин, месторождения Алтыгуйы по трубному и затрубному пространству также рекомендуется продолжить его внедрение в малодебитных скважинах.

В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов.

а) проверяется техническое состояние скважины и установленного оборудования (герметичность цементного камня, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, состояние призабойной зоны пласта, загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на глубине клапанов и других устройств);

б) проверяется соответствие параметров работы установленного оборудования добывным возможностям скважин и заданному технологическому режиму;

в) оценивается надежность и работоспособность узлов оборудования, определяется межремонтный период работы оборудования и скважины;

г) получается информация, необходимая для планирования различного рода ремонтно-восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.

Виды, объем, и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются нефтегазодобывающими управлениями совместно с научно-исследовательскими организациями и геофизическими предприятиями в соответствии с рекомендациями проектных документов и утверждаются руководством объединения.

Исследования по контролю за работой добывающих скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

Документами, регламентирующими объемы, методы и технологию исследований, являются действующие обязательные комплексы, инструкции и другие руководящие документы, по технологическим, гидродинамическим и лабораторным исследованиям, наблюдениям и операциям.

Материалы по контролю за работой оборудования систематически анализируются и используются инженерной службой нефтегазодобывающих предприятий для обеспечения установленных технологических режимов работы скважины.

Все первичные материалы исследований подлежат обязательному хранению на протяжении всего периода эксплуатации скважин (кроме эхограмм и динамограмм, срок хранения которых устанавливается не менее трех лет).

Комплексное внедрение вышеуказанных мероприятий позволит поддерживать добычу газа по месторождению Алтыгуйы на проектном уровне.

По простаивающему и бездействующему фонду нефтяных скважин и по фонду скважин, находящихся в освоении после бурения, рекомендуется производство работ по их восстановлению, освоению и вводу в действие: возвра­ты скважин на выше- и нижележащие горизонты, водоизоляционные работы на основе проведения комплекса геофизических исследований скважин (ГИС), обследование эксплуатационных ко­лонн, извлечение аварийных НКТ и пакеров. Все работы на скважинах произ­водить с учетом материалов ГИС, проводимого в процессе ремонта. При ре­монтах необходимо применять новые технологии (технология "Сликлайн", гибкие НКТ и др.).

Сроки производства ремонтных работ будут определяться многими факторами как геологическими (выработанность эксплуатируемого объекта, отсутствие близкорасположенных скважин на возвратном объекте, результаты опробования его на данном участке и др.), так и техническими (состояние скважины, наличие необходимого обустройства и др.) Поэтому прогнозиро­вать их по конкретным скважинам на перспективу не представляется возмож­ным. Возможность и целесообразность производства работ, и сроки их выпол­нения будут определяться в процессе эксплуатации месторождения конкретно по каждой скважине.

За последнее время на месторождении Алтыгуйы проведен большой объем работ по геохимическому определению состава нефти, газа и конденсата, а также гидродинамические исследования. Полученные результаты позволили определить запасы конденсата и свободного газа, а также их расчетные параметры.

На месторождении Алтыгуйы проявляется ряд геолого-промысловых, природно-климатических и технологических факторов, которые характеризуют работу скважин как эксплуатацию в осложненных условиях.

По состоянию на 01.01.2014г. эксплуатация нефтяного горизонта НК-9 осуществляется 24 скважинами, из которых в 23 отбирают нефть фонтанным способом, в 1 - газлифтным.

Основными особенностями, осложняющими эксплуатацию нефтяных скважин данного месторождения являются:

• большие глубины залегания продуктивных пластов находящихся в диапазоне 3603 - 3740 метров;
• с годами суточный дебит жидкости изменяется от 60 до 43 тонн.
• высокие начальные давления резко падают, соответственно снижается уровень жидкости в скважинах;
• начальное пластовое давление (652 кгс/см²);
• эксплуатация скважин при давлениях ниже давления насыщения;
• высокие значения газового фактора (540-220 м³/т);
• кривизна и искривление столбов скважин;
• нефтяные пласты обладают резкой степенью цементации от плотных песчаников и алевролитов до рыхлых песков и алевролитов, что приво­дит к пескопроявлению;
• добываемая нефть высокопарафинистая;
•  коэффициенты продуктивности колеблются в широких пределах;
• расчетная глубина ввода газа в подъемник газлифтных скважин от устья на текущий момент составляет 2000м, эта глубина будет расти и достигнет до 3500м.

Выбор механизированных способов добычи нефти на месторождении Алтыгуйы осуществляется с учетом вышеперечисленных факторов. Помимо них учитываются также рельефные климатические условия, межремонтные периоды, наличие парафина и механических примесей в извлекаемой жидкости, надежность оборудования, необходимость обслуживающего персонала и ремонтной техники, простота обслуживания в процессе механизированной добычи нефти, добывные возможности, потребность в энергетических ресурсах [26].

Месторождение Алтыгуйы - многопластовое. По характеру насыщения отмечается наличие чисто нефтяных залежей, чисто газовых залежей и газовых залежей с нефтяными оторочками. По большинству залежей смешанный режим характеризуется преобладанием энергии выделяющегося из нефти газа и проявлением активности контурных вод на более позднем этапе разработки. При условиях, когда с нефтяных пластов добывается жидкость, требуется добыча газа, который служит рабочим агентом.

Проектом разработки не предусматривается поддержание пластового давления, в связи с чем эксплуатация залежей будет осуществляться при непрерывном падении пластового давления, снижении статических уровней жидкости в скважинах и увеличении высоты ее подъема.

В работах [27, 28], на основании исследований лаборатории дается обоснование области применения, эффективности, надежности и возможности максимального извлечения запасов нефти из многопластовых нефтегазовых горизонтов с большой глубиной залегания, сложенных слабосцементированными породами. В указанных работах приведены критерии выбора рациональных способов механизированной добычи нефти. А также в статье рассмотрена возможность использования различных способов механизированной добычи нефти применительно к условиям месторождения Алтыгуйы.

Анализ условий применения эжекторного насоса. Нецелесообразность использование эжекторных насосов объясняется, тем, что интервал залегания продуктивных пластов очень глубокий.  Глубина спуска эжекторных насосов составляет 1000-2000 метров, при местах приема продукции объем свободного газа должен быть выше 50-70%. Скважины месторождения Алтыгуйы не удовлетворяют эти требования.

Анализ условий применения установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН). Основным критерием, обуславливающим нецелесообразность и невозможность применения является большая глубина скважин - от 3600 до 3700м. Максимальная глубина спуска УЭЦН не превышает 1600м. Помимо этого ог­раничивающего фактора, отмечается также наличие высокого газосодержания в откачиваемой жидкости и планируемые дебиты, которые значительно ниже, чем минимальная производительность УЭЦН. Эти факторы противостоят возможности применения УЭЦН в ограниченном количестве на данном месторождении.

Анализ условий применения установки штангового глубинного насоса (УШГН). В условиях месторождения Алтыгуйы применение УШГН имеет весьма ограниченную область. Однако, УШГН отличается совершенством конструкции, широким ассортиментом выпускаемого оборудования нормального ряда, а также простотой обслуживания. Установки штанговых глубинных насосов могут быть использованы до глубины 2300 метров и при откачке жидкости со сравнительно небольших глубин. Они уступают по развиваемому напору только гидропоршневым установкам, могут быть эффективно использованы в низкодебитных скважинах до 10 тонн с высокой обводненностью продукции. Ограничивающими факторами их применения являются: высокие газовые факторы, большие глубины, кривизна стволов скважин меньше 7 градусов. С увеличением глубины спуска насоса снижается надежность его работы, увеличивается степень утечек через зазоры, а также сокращается межремонтный период.

Современный нормальный ряд приводов глубинного насоса станка- качалки (СК) и скважинных насосов вставного типа (НСВ) позволяют теоретически осуществлять подъем жидкости из глубин 3500м.

Однако, при такой величине спуска насоса, из-за недостаточной эксплуатационной надежности насосных труб и штанг, возникают проблемы, от­носящиеся к обеспеченности ремонтной базы промыслов.

В условиях месторождений Туркменистана добыча нефти установками УШГН обеспечивается из максимальной глубины, равной 2300м. Из-за влияния различных отрицательных факторов фактическая подача с глубины 2300 м не превышает 5,3 м /сут при коэффициенте подачи не более 0,17.

Таким образом, применение установок УШГН на данном месторождении не может рассматриваться, как перспективное. Кроме низкой производительности, при применении УШГН предвидится нерациональное расходова­ние материальных и энергетических ресурсов в связи с существенным сниже­нием надежности работы оборудования УШГН при откачке жидкости со скважин с пескопроявлением, образованием парафиновых и солевых отложе­ний, обрывах штанг и других неполадок. По имеющемуся опыту эксплуатации УШГН в таких условиях значительно снижается коэффициент эксплуатации, который по аналогичным месторождениям Туркменистана не превышает 0,7. Исходя из вышеизложенного, применение способа добычи нефти установками УШГН не рекомендуется на данном месторождении.

Анализ условий применения УГПН (погружной поршневой насос с гидроприводом). Блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГПН) предназначены для эксплуатации 2-8 кустовых наклонно-направленных и глубоких скважин (свыше 4000м) с низкими динамическими уровнями (3000м) и с дебитами до 100 м³ /сут. Малогабаритные размеры этих насосов позволяют спускать их в скважины с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 117,7-155,3мм.

Принцип действия установки основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно поступательного действия, преобразующий эту энергию в возвратно поступательное движение жестко связанного с двигателем поршневого насоса.

Эти насосы имеют высокий КПД (0,65), который незначительно уменьшается при снижении динамического уровня в скважинах. Отличительная способность гидропоршневых насосов - возможность применения одного и го же агрегата для работы с различными напорами, т.е. вести эксплуатацию скважин с различными глубинами и отбирать жидкость в нужных количествах.

В качестве гидропоршневых установок рекомендуются УГН 25-150-25, УГН 40-25 0-20, УГН 100-200-18.

Для откачки пластовой жидкости из скважин рекомендуются гидропоршневые агрегаты сбрасываемого типа ГН-59-89-10-118, ГН-59-89-25-25, ГН-59-89-40-20.

По своей добывной характеристике, простоте эксплуатации, они полностью удовлетворяют условиям эксплуатации месторождения Алтыгуйы. Однако,на данном этапе применение указанных установок нами не предусматривается. Для их использования необходимо произвести специальные работы с точки зрения выбора рациональных технологических схем применительно к условиям данного месторождения. Необходимо также изучить энергетические технико-экономические показатели, без учета которых выбор рационального способа не может быть осуществлен. Считаем целесообразным их применение на конечном этапе, когда скважины будут эксплуатироваться с обводненностью продукции более 90% и возникает необходимость перевода их с механизированных способов добычи нефти на УГПН.

Анализ условий применения УЭВНТ. Установки погружных винтовых электронасосов (УЭВНТ) предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин.

Наиболее эффективна эксплуатация этими установками скважин с низким коэффициентом продуктивности, большим газосодержанием, высокой вязкостью нефти в пластовых условиях.

УЭВНТ выпускают для пластовой жидкости температурой до 70 °С, максимальная вязкость которой равна 1-10 м/с, содержание механических примесей не более 0,8 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не более 50%, сероводорода - не более 0,01 г/л.

При эксплуатации установок в условиях отличных от указанных (повышенное содержание мехпримесей, газосодержания, температуры перекачиваемой жидкости, искривление ствола скважин более 17 градусов), ресурс насоса снижается из-за износа рабочих элементов, что ведет к преждевременному выходу его из строя.

На промыслах Туркменистана ведется опытно-промышленное внедрение электровинтовых насосов немецкого производства марки NTZ-240.ДТ16. Теоретическая подача их составляет 15-30 м³/сут, максимальная глубина спуска 1900 м, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не выше 50%.

Практика показала возможность их использования только в вертикальных скважинах и ненадежность, невозможность применения в искривленных скважинах. Фактическая подача насоса не выше 15 м³/сут, нежелательно содержание мехпримесей, из-за низкого качества пластика эластомер быстро выходит из строя (в течение 1-1,5 месяца).

Таким образом, электровинтовые насосы с учетом вышесказанного имеют весьма ограниченную область применения и могут быть использованы на месторождении Алтыгуйы в вертикальных, низкопродуктивных скважинах с динамическим уровнем не ниже 1700м, при пластовой температуре откачиваемой жидкости не выше 70°С и объемном содержании свободного газа на приеме насоса не более 50%.

Анализ условий применения газлифтного способа добычи нефти

На месторождениях Туркменистана, в том числе и Алтыгуйы, широкое применение получил газлифтный способ добычи нефти.

Добывные возможности, а также надежность применения газлифтной эксплуатации показали, что она более эффективна, чем другие способы механированной добычи.

Условия подъема жидкости в газлифтной скважине, в основном, зависят от параметров самого подъемника, величины давления рабочего агента и параметров пласта. Наибольшую роль играет высота подъема жидкости. На месторождении Алтыгуйы специфическими факторами являются: большая высо­та подъема, низкие дебиты, увеличение обводненности продукции во времени, наличие ресурсов рабочего агента (газа).

Практика газлифтной эксплуатации на данном месторождении доказывает целесообразность ее применения как при непрерывном, так и периодическом лифтировании жидкости. С целью наиболее эффективной эксплуатации, скважины с дебитами выше 30 т/сут рекомендуется эксплуатировать непрерывным газлифтом. Скважины, работающие с дебитами ниже 30т/сут, целесообразно эксплуатировать периодическим газлифтом. В условиях этого месторождения периодический газлифт является наиболее реальным, обеспечивающим проектные объемы добычи до конца разработки месторождения.

При изучении геолого-эксплуатационных характеристик месторождения  было выявлено, что нефтяные и газовые пласты, чередующиеся в продуктивных горизонтах, изолированы между собой непроницаемыми прослойками, имеющими сравнительно большие толщины. В значительной мере газовые пласты по площади перекрывают нефтяные, что создает благоприятные условия для осуществления методов одновременно-раздельной эксплуатации нефтегазовых объектов одной скважиной. При этом целесообразно также частично использовать технологию внутрискважинного газлифта, наиболее эффективного способа эксплуатации, не требующего дополнительных капиталовложений.

Рассмотрим технологию освоения одновременно-раздельного отбора нефти и газа скважины месторождения Алтыгуйы, которая должна вскрыть продуктивные пласты красноцветного отложения НК₇, HK₈ и НК₉, причем пласты НК₇ и HK₈ являются газовыми, а НК₉ -нефтяным.

Как следует из вышеизложенного, подъем газа из двух пластов НК₇, HK₈ в скважине по одной колонне НКТ приводит к значительному перепаду давления между фильтровой зоной и устьем скважины, что потребовало специальных расчетов температурного режима работы скважин для выявления условий гидратообразования в приустьевой зоне НКТ.

Используя методику, изложенную в [31], расчеты производили по формуле:

                                 (1)

где Т_х- температура газа на глубине х, °С;

Г - средний геотермический градиент, °С/м;

D_i-дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона в стволе скважины.

°С/кгс/см²;

Р_х - давление на глубине х, кгс/см²;

А - термический эквивалент механической работы, 1/427, ккал/кг*м;

(Р + Р)

С_р - средняя теплоемкость газа при ккал/кгс;

α - коэффициент ,  

здесь λ - теплопроводность горных пород, ккал/м *час*°С;

ƒ(τ)- безразмерная функция времени

Расчет произведен для проектируемой (условной) скважины, предназначенной для ОРЭ.

В соответствии с методикой расчетов, задаваясь конечной температурой, соответ­ствующей равновесным условиям гидратообразования (Т при Р_у) после определения приведенных значений давления и температуры:

где Р_кр - критическое давление,

где Т_кр. - критическая температура

по соответствующим функциональным зависимостям, определены:

- теплоемкость смеси

где ΔСр = f (Т_пр, Р_пр)

- функция ƒ (D_i) = 0.4 (по величинам Р_пр и Т_пр)

Далее определена величина коэффициента Джоуля-Томсона

Результат расчета в части определения коэффициента Джоуля-Томсона проверялся также по аналитической формуле И.А. Чарного, выведенной на основе термодинамиче­ских расчетов в соответствии с моделью реального газа Вандер-Ваальса [31].

Средний дроссель эффект по И.А. Чарному вычисляется по формуле:

 

                           (2)

Учет потерь давления в забойном оборудовании производится в тех случаях, когда пласты высокодебитные и дебит сильно зависит от незначительного изменения депрес­сии на пласт.

Наиболее характерными элементами подземных комплексов при определении «до­полнительных» потерь давления (по отношению к общему перепаду давления в колонне НКТ) являются пакеры и клапаны. Разработаны практические методики определения по­терь давления в забойном оборудовании, например, изложенные в [32]. Конструктивные особенности применяемых в странах СНГ и иностранными фир­мами пакеров и клапанов-отсекателей позволяют определить потери, возникающие в них, как потери давления при прохождении газа через отрезок трубы или диафрагму.

Продуктивные пласты нижнего красноцвета (НК) расположены в среднем на глубинах: НК₇ - 3450; HK₈-3500; НК₉ -3600 метров и имеют пластовые давления: НК₇ - 53,0 МПа; HK₈- 57,0 МПа, НК₉- 65,0 МПа,

Для практической реализации способа сначала бурят скважину на точно подобранную глубину под 244,5 мм эксплуатационную колонну, так чтобы она перекрыла верхние газовые пласты НК₇ и НК_8, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее до устья. После углубляют скважину до проектной глубины под 177,8 мм эксплуатационный хвостовик с заколонными расширяющимися пакерами, так чтобы она перекрыла нижний нефтяной пласт НК₉.

Сначала перфорируют нижний нефтяной пласт перекрытый хвостовиком диаметром 177,8 мм на полимерно-известковом растворе (без глинистых частиц) по временному патенту Туркменистана № 380, спускают в скважину временный лифт, на башмаке которого установлен перфорированный патрубок со штуцером, осваивают скважину, исследуют работу скважины и снимают параметры самого нижнего пласта, в нашем случае НК₉.

При этом газогидродинамические исследования необходимо осуществлять полным (достаточным) набором забойных штуцеров и инструментальными замерами забойных и устьевых давлений, а также замеры дебитов нефти, воды и газа на каждом режиме забойного штуцера.

После, временно перекрывают созданный фильтр скважины (глинисто-песчаной пробкой или извлекаемой пакер-пробкой) и перфорируют нижний газовый пласт НК₈ перекрытый обсадной колонной диаметром 245 мм, аналогично предыдущему, на полимерно-известковом растворе (без глинистых частиц). Спускают в скважину временный лифт, на башмаке которого установлен перфорированный патрубок со штуцером, осваивают скважину, исследуют работу скважины и снимают параметры второго пласта снизу, в нашем случае НК₈. Затем, временно перекрывают созданный фильтр пласта НК₈ и осуществляют эти работы с вышележащим газовым пластом НК₇.

После осуществления вышеперечисленных работ, связанных с перфорацией всех продуктивных пластов, проведения всех газогидродинамических исследований по каждому пласту в отдельности и установления параметров их эксплуатации, промывают скважину до искусственного забоя (если при временном перекрытии использовались глинисто-песчаные пробки), если же при временной перекрытии использовались временные пакера-пробки, то их извлекают из скважины с помощью канатной техники. Процесс промывки скважины до забоя завершают с таким расчетом, чтобы перфорированные интервалы были перекрыты на полимерно­известковом растворе (без глинистых частиц) по временному патенту Туркменистана № 380.

Прорабатывают места установки пакеров грушевидными фрезерами, скреперами и шаблонами соответствующих размеров [31].

В скважину спускают по рис. 3., длинный ряд НКТ компонованный (снизу вверх) из оборудования: посадочного ниппеля (1), устройства для ремонта скважин, одноствольного нижнего пакера (2) для 177,8 мм эксплуатационного хвостовика, размещенного между пластами НК₉и НК₈ на хвостовой части (3); двуствольного пакера (4) для 244,5 мм эксплуатационной колонны заглушенный ствол (5) которого дополнительно снабжен перфорированный патрубок (6), внутри которого размещается извлекаемый штуцер направляющую воронку (7) на колонне 89 мм безмуфтовых НКТ с подземным оборудованиями (рис. 4)  по патенту Туркменистана № 603 [32]. Корректируют местоположения пакеров по показаниям магнитного локатора муфт, затем сбрасывают опрессовочное устройство и создают внутри НКТ соответствующее гидравлическое давление и запрессовывают все пакера, которые разобщают продуктивные пласты между собой. Извлекают из внутри длинного ряда НКТ опрессовочное устройство.

Затем, в скважину параллельно спускают короткий ряд НКТ (8) компонованный по патенту Туркменистана №603 и собирают устьевое оборудование, осваивают скважину и пускают ее в эксплуатацию. При этом, пласт НК₉ работает нефтью по длинному ряду раздельно, а пласты НК₈. НК₇ работают газом по короткому ряду совместно, но раздельно от пласта НК₈.