Типичен дизайн на сондаж, Усложнения при експлоатация на сондаж - Геоложка характеристика
Типичен дизайн на кладенеца
В находището Talinskoye всички кладенци са насочени, клъстерно сондиране. Този метод е приет като рентабилен в региона. Минимално количество 2 ямки, максимум 32 ямки
Добивната колона се спуска до дъното на отвора и се циментира. След това резервоарът за масло се отваря. За да направите това, с помощта на перфоратор се пробиват дупки в колоната и циментовия пръстен около нея. При този метод на отваряне резервоарът комуникира с кладенеца само чрез отвори, пробити в корпуса и циментовия пръстен.
Процес на пробиване на кладенец
Пробиването на кладенеца под кондуктора е извършено по турбинен метод, с долота с диаметър 295,3 mm, върху сондажна течност със следните параметри:
специфично тегло 1,17,
вискозитет 24 сек.,
загуба на вода 5 см / 30 мин.,
Проводникът с диаметър 245 mm беше спуснат на дълбочина 650 m, циментиран до устието и притиснат с налягане 70 atm.
Сондирането под производствената колона е извършено с корони с диаметър 215,9 mm по турбинен метод в сондажна кал:
специфично тегло 1,18,
вискозитет 26 сек.,
загуба на вода 6 см/30 мин.
Когато дъното на отвора достигна 2934 m, беше извършен комплексен каротаж.
Производствена обвивка с диаметър 146 мм беше спусната на дълбочина 2934 м и циментирана на дълбочина 50 м. Те бяха тествани под налягане с вода при налягане 176 атм. В края на сондажа устието на кладенеца беше оборудвано с колонна глава и FA.
Геофизични проучвания, извършени в открита дупка:
1. Св. дърводобив 1:200 2464 - 2924 m.
2. BKZ 1:200 2464 - 2924 m.
пр.н.е. 1:200 2464 - 2924
IR 1:200 2464 - 2924
Съпротивление 1:200 2464 - 2924
Инклинометрия 8 измервания
Извършени геофизични проучвания в колона:
ACCпроводник 1:500 650 - 0
RK (GK, NGK) 1:500 40 - 2456
-/- 1:200 2456 - 2900
3. ACC 1:500 40 - 2456
-/- 1:200 2456 - 2900
Производствената колона D = 146 mm беше шаблонирана с шаблон D 118 mm, дълъг 16 m, до дълбочина 1700 m. Тръбата с „перо“ беше спусната на дълбочина 1800 m. Изпомпва се в зоната на перфорация.Производствената колона е херметизирана с водно налягане 176 атм., а устната част с въздушно налягане 110 атм. NCT повишен.
Добивната колона е перфорирана, в интервал 2841 - 2853, с перфоратори ПКС - 80 с плътност 14 на линеен метър. Бяха повдигнати общо 168 обвинения.
Тръбата с фуния беше спусната до дълбочина 2924 м. Кладенецът беше измит с промишлена вода за два цикъла, тръбата беше повдигната на дълбочина 2830 м. Горната част на FA беше монтирана на устието на кладенеца и изпитана под налягане с водно налягане от 176 atm.
Сондажът е разработен чрез замяна на водата с нефт, последвано от понижаване на нивото на нефта до дълбочина 1000 m.
Усложнения по време на експлоатация на сондаж
В Талинското находище са извършени изследвания на химичния състав на водата и определяне на нейното pH в 414 кладенци. Въз основа на получените данни е направено машинно изчисляване на индекса на стабилност. В резултат на извършената работа е установено, че 30% от изследвания сондажен фонд е добил вода с индекс на стабилност над 0,5, т.е. са солеобразуващи. Методологията за извършване на необходимата работа за определяне на солеобразуващите обекти и програмата за изчисляване на индекса на устойчивост на вода са изложени в RD 39-0148070-026 VNII-86 "Технология за оптимално използване на инхибитори на мащаба". Технологичният процес предвижда определяне на концентрацията на инхибитора на котления камък, като напълно предотвратява образуването на утайка във всекиспецифичен кладенец.
Трябва да се отбележи, че карбонатният баланс и процесът на отлагане на сол могат да бъдат повлияни от някои химични реагенти, използвани при производството на нефт: инхибитори на корозията, течности за убиване на кладенци, реагенти, изпомпвани в системата за поддържане на налягането в резервоара и т.н. Отлагането на сол в този случай може да бъде епизодично и ще спре, след като цялата маса на веществото бъде отстранена от произведената течност. Въпреки това, в някои случаи тези реагенти образуват утайки, отложени в порите на формацията, което води до намаляване на пропускливостта и намаляване на коефициента на продуктивност на кладенеца.
За предотвратяване на отлагането на соли има технологични, физични и химични методи.
Технологичните методи осигуряват избор на оптимален източник на водоснабдяване за поддържане на налягането в резервоара, изолиране на наводнени резервоари и кладенци, увеличаване на дълбочината на пускане на ESP, пускане на "лайнери", използване на оборудване със защитно покритие. Използването на технологични методи често е трудно поради условията на разработка, които не позволяват тяхното изпълнение. Защитните покрития имат локален ефект, те не пречат на процеса на образуване на котлен камък по целия път на потока газ-течност.
Физическите методи за справяне с мащаба са използването на акустични, магнитни и електрически полета. Физическите методи, както и защитните покрития, служат за предотвратяване на солни отлагания на определено място.
За да се постигне предотвратяване на отлагането на соли по целия маршрут на произведения поток, единственият приемлив метод е използването на химически реагенти - инхибитори на котления камък.
В момента са разработени голям брой инхибитори, както местни, така и вносни. Често инхибиторисе разработват, като се вземат предвид условията за развитие на полето в определен регион:
инхибиторът трябва да е съвместим с пластова вода и други реагенти, използвани при производството на нефт;
реагентът трябва да има добри адсорбционно-десорбционни свойства, евентуално минимална корозивност, максимална екологичност, температурна устойчивост;
инхибиторът трябва напълно да предотврати отлагането на соли в оборудването;
през зимата инхибиторите трябва да имат ниска точка на замръзване и вискозитет.
За борба със солните отлагания в полетата на Западен Сибир беше избран инхибитор на базата на полиетиленполамин = N = метилфосфонови киселини (PAF - 13A), който може да се използва за предотвратяване на отлагането на соли от водната фаза както на калциев хлорид, така и на бикарбонат-натриев тип.
Обобщавайки условията за образуване на отлагания, беше установено, че отлаганията се наблюдават по-често в зони с високи градиенти на налягането и се реализират по стените на дъното на отвора и в зоната на образуване в близост до перфорациите, както и на входа на потопяеми помпи. Методът за въвеждане на инхибитора в кладенеца зависи от зоната на отлагане на сол. При системно наблюдавани отлагания над входа на ESP или обувката на производствената тръба, инхибиторът може да се прилага чрез постоянна или периодична доза в пръстена на кладенците. В първия случай доставката се извършва с помощта на дозиращо устройство, във втория случай се използва циментираща единица TsA-320;
С намаляване на пропускливостта на резервоара, коефициента на производителност и същевременно поддържане на работния режим на изпомпване на вода в системата за поддържане на налягането в резервоара, вероятно е отлагане на сол в зоната на дънния отвор на резервоара, перфорации. В този случай се препоръчва реагентът да се инжектира в зоната на образуване на долния отвор.Успехът на технологията за инжектиране в зоната на образуване на долния отвор се определя от ефективността на реагента, обема и дълбочината на подаване на технологичния разтвор, степента на адсорбция и скоростта на отстраняване на инхибитора в процеса на изтегляне на течност от кладенеца.
Условията за разработване на находището Talinskoye показаха, че производството на нефт се извършва при температури от 101 - 102 C. Ефективността на инхибитора от типа PAF намалява леко с повишаване на температурата над 85 C. И когато се използват чрез метода на инжектиране в зоната на формиране на дънната дупка, е възможно да не се получи пълна защита срещу отлагания на сол в зоната на формиране на дънната дупка. На дълбочината на окачването на помпата температурата на потока газ-течност намалява значително и следователно ефективността на защитата на помпеното оборудване не намалява.
Процесът на парафиниране на оборудването причинява сериозни усложнения при производството на масло. Основната причина за отлагането на ASPV върху стените на тръбата е промяната в термобаричните и хидродинамичните параметри на потока на добитата течност в кладенците.
Методът за определяне на възможността за отлагане на парафин в кладенец е да се сравни температурата на произведения флуид в устието на кладенеца с температурата на насищане на масло с парафин. Ако температурата на устието на кладенеца е над температурата на насищане на нефта с парафин, не се наблюдават отлагания. Ако температурата на устието на кладенеца е под температурата на насищане на масло с парафин, тогава се наблюдава утаяване на ASWV и колкото по-голяма е разликата между тези температури, толкова по-интензивен е процесът на парафиниране и границата на началото на отлаганията е на по-голяма дълбочина.
При известни характеристики на работата на кладенеца е възможно да се изчисли дебитът, при който ASPW изпада в отвора на кладенеца. Кладенци с нисък дебит (до 40 t/ден) и водоотделяне (до 30%) са особено податливи. С увеличаване на обводнеността на произведената продукцияинтензивността на оборудването за кола маска ще намалее. Това се обяснява с факта, че с увеличаване на обводнеността температурата на потока газ-нефт се повишава, повърхността на тръбата се хидрофилизира, което води до отделяне на отлаганията на ASPV от стените на тръбата. Най-големите трудности възникват в кладенци, оборудвани с прътови помпи, където поради отлагането на парафин рязко се увеличава хидростатичното съпротивление на потока на течността и движението на прътовия низ.
Защитни мерки при кладенци - инжектиране на инхибитор SNPKh-7214 R., NGL разтворител и хексанова фракция.
Въз основа на анализа на свойствата на нефта и основните показатели за развитие са направени изчисления на прогнозния брой кладенци с ASPW. Изчисленията, извършени до 2000 г., показват, че прогнозният парафинов фонд ще нараства до 1993 г. и ще възлиза на 12% от сегашния фонд, след което постепенно ще започне да намалява. Основният запас от кладенци с ASPW ще бъдат нововъведени в експлоатация кладенци с висока обводненост и ниски дебити. За оптимална работа на кладенеца се предлага да се изчисли дневното количество реагент по формулата
- дневна консумация на инхибитора, l/ден;
- оптималната дозировка на инхибитора за даден обект, g/t;
- дебит на нефт от сондажа, t/ден;
- плътност на инхибитора, kg/m.
По време на разработването на находището солните отлагания върху оборудването на нефтените находища се увеличиха. Съставът на отлаганията включва калциеви карбонати (от 56,9 до 91,9%), продукти от корозия на метални конструкции (от 0,08 до 64,4%, органични съединения на масло, халит, силициев диоксид и гипс. Утаяването на всяко вещество възниква, ако концентрацията на това вещество или йон в разтвора надвишава равновесната концентрация, т.е. когато има неравенство къде е концентрацията на съединението или йона ,потенциално свободен да се утаи, е равновесната концентрация на съединение или йон при дадени условия. Това неравенство се измества към утаяване или чрез увеличаване на лявата страна (увеличаване на действителната концентрация), или чрез намаляване на дясната страна (намаляване на ограничаващата разтворимост). Първото от тези условия обикновено възниква, когато се смесят химически несъвместими резервоарни и инжекционни води. Второто условие за валежите е пренасищането на водата в резултат на промени в температурата, налягането и отделянето на газ, в резултат на което равновесната концентрация намалява. С използването на наводнения настъпват хидрохимични промени, които засягат образуването на произведена вода. Когато водата се инжектира в нефтен резервоар, се образува сложна многокомпонентна система: инжектиране на вода - вода в резервоара - гробна вода - нефт с разтворен газ - скали в резервоара. В резултат на сложни in situ процеси в тази система се наблюдава повишаване на концентрацията на солеобразуващи йони в добитите води.
Може да се отбележи, че отлагането на калциев карбонат се извършва едновременно по няколко причини, дължащи се на геоложката структура на находищата, системата на тяхното развитие и технологичните особености на експлоатацията на кладенеца.