Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Пластовые воды месторождения Сазанкурак относятся к III классу. По классификации В.А. Сулина подземные воды определяются как рассолы хлоркальциевого типа. Согласно СНиП 11-28-73, 1980 год, воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозийной активностью (ГОСТ 9.01574, 1984 год) по отношению к стали.

В данное время обводненность продукции скважин в среднем составляет 84%, по некоторым скважинам обводненность достигла 96,1% (скважина G-10).

Агрессивные пластовые воды во время эксплуатации скважин оказывают негативные необратимые последствия на целостность эксплуатационных колонн, насосно-компрессорных труб (НКТ), выкидных линий и нагнетательных шлейфов, тем самым, создадут предпосылки для аварийных ситуаций.

Как показывает производственная практика эксплуатации скважин, значительное количество аварий на месторождениях происходят из-за двухсторонней коррозии обсадных колонн, а так же НКТ.

Для защиты от коррозии НКТ, внутренней поверхности обсадных колонн и внутренних поверхностей выкидных линий авторами проекта предлагается периодическая или непрерывная подача водорастворимых ингибиторов коррозии (“СНПХ-6030”, “СНПХ-6035”, или С-4271М комплексного действия) в кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной удельным расходом 50-70 г/м³ дозировочным насосом типа НД.

Также одним из способов защиты внутренней поверхности обсадных колонн и НКТ от коррозии нагнетательных скважин установлен пакер на 10-20 метров выше верхних отверстий перфорации. Кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ заполняется ингибитором коррозии.

Для предотвращения наружной коррозии обсадных колонн необходимо осуществить подъем цементного раствора в заколонном пространстве скважин до устья, а также применение электрохимической защиты.

Коллектора продуктивных горизонтов месторождения Сазанкурак представлены: валанжинского горизонта - алевритами слабосцементированными, песками, песчаниками мелкозернистыми, среднеюрского горизонта - песчаниками мелко- и среднезернистыми, на глинисто-карбонатном цементе с включением углистых веществ ОРО.

На месторождение для предотвращения осложнений в работе скважин из-за пескопроявления ведется ежесуточный контроль за содержанием песка в продукции

скважин. При увеличении количества содержания песка уменьшаются обороты насоса. При этом уменьшается скорость фильтрации, депрессия давления, напряжения в породе и как следствие уменьшение или прекращение выноса песка.

Если в дальнейшем в процессе разработки месторождения не удастся избежать разрушения призабойной зоны скважин путем изменением технологических режимов или эксплуатация скважин при таких режимах окажется экономически нерентабельной, авторами проекта рекомендуется использование средств механического задержания песка. Механические средства защиты наиболее простейшие, наиболее систематически осуществляемый метод борьбы с песком. В данное время на месторождении эксплуатируется скважина SK-6, на которой установлен щелевой песочный фильтр с щебеночной набивкой разработанный ЦТИ «Эмбамунайгаз». По этой скважине после установки песочного фильтра пескопроявление не наблюдается. В условиях месторождения Сазанкурак возможно применение проволочных и щелевых фильтров с гравийной или ракушечной набивкой. Спуск фильтров в скважину будет осуществляться с помощью НКТ внутрь обсадной колоны.

Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

В данное время обустройство месторождения Сазанкурак завершено. Система сбора и транспорта нефти на месторождении осуществляется по однотрубной герметизированной напорной системе. Такая система позволяет сократить до минимума потери нефти и газа при сборе и подготовке нефти на месторождении. Подготовка нефти осуществляется непосредственно на самом месторождении термохимическим методом (обессоливание и обезвоживание).

Эксплуатационные нефтедобывающие скважины обустроены фонтанной арматуройАФК1-65 х 210,-крестовой, однострунной, проходным сечением 65мм, на условное давление 210 кг/см

Добыча нефти осуществляется механизированным способом глубинными винтовыми насосами типа «Мойно», которые размещаются в насосно-компрессорной трубе (НКТ) на глубине ниже динамического уровня нефти и скважине. Привод насоса электрический и крепится на головке фонтанной арматуры.

На скважине замеряются давление и температура нефтепродукции нервичными приборами (манометр МТП-1 и термометр У2.1.240.104),которые устанавливаются на выходной струне обвязки АФК. Давление на нагнетании насоса «Мойно» находится в пределах 5,0-7,5 кгс/см² и зависит от значений параметра давления, принятых при проведении технологии на групповых замерных установках (ГЗУ), от дебита скважины или количества перекачиваемой винтовым насосом жидкости, от длины выкидной линии и обводненности нефти. Температура жидкости на входе в выкидную линию равна 10-15⁰С.

Нефтепродукция скважин винтовыми скважинными электронасосами «Мойно» подается на ГЗУ. Блоком преобразования частоты электротока можно устанавливать необходимое число оборотов двигателя насоса и тем самым регулировать добычу жидкости. Добываемая жидкость по выкидным линиям dy 100 мм направляется на ЗУ «Спутник» поз.1 (АМ 40-8-400П для ГЗУ-3 и Б-40-14-500 для ГЗУ-1, ГЗУ-2), -для возможности индивидуального замера дебита скважины. Подаваемая на замер жидкость скважины проходит сетчатый фильтр СДЖ 250-1.6 поз.7 для очистки от мехпримесей, затем подогреватель ПМ 25-6 поз.8 для снижения вязкости и далее поступеет в сеператор «Спутника» собственно для замера.