Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

Добыча попутной воды, тыс.м3.

Факт

44217

38689

35743

19530

25283

28456

37362

 

Закачка воды для ППД, тыс.м3
Годы	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002
Факт	1988,2	3111,6	3554,8	36501,1	4349,7	5444,6	5495,8

 

1.6.2 Состояние фонда скважин

 

Фонд на 2000 год составлял: эксплуатационные-358, дающие продукцию-315; простаивающие-25, нагнетательные-97, под нагнетание -88, простаивающие-3, в освоении-0, наблюдательные-12, поглощающие-0.

Ликвидированные: по геологическим причинам-1, по техническим причинам-11.

Фонд нефтяных скважин:

Эксплуатационный фонд, всего-358;

Фонтанные скважины - 322;

ШГН- 18;

Дающие продукцию, всего-315;

Фонтанные скважины - 300;

ШГН- 15.

Таблица2 - Динамика фонда эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Год	Эксплуатационные	Нагнетательные
1985	3	-
1986	61	-
1987	103	1
1988	165	4
1989	205	4
1990	232	9
1991	268	13
1992	295	22
1993	361	52
1994	374	57
1995	375	63
1996	368	81
1997	357	90
1998	357	96
1999	357	96
2000	357	96
2001	357	96
2002	358	97

 

1.6.3 Сбор и подготовка скважинной продукции

 

В настоящее время все площади нефтяных месторождении, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (1-1,5 М.Па), герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды.

Системы сбора и подготовки отличаются на различных месторождениях как взаимным расположением главных элементов, так и оборудованием. Схема сбора и подготовки зависит в первую очередь от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На одних месторождениях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, в то время, как па других транспортируется но единому коллектору. Имеются месторождения, на которых к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других же для каждой АГЗУ имеется сепаратор первой ступени и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет остаточной пластовой энергии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и УПН могут быть расположены на одной площадке.

Принципы работы элементов системы на всех месторождениях примерно одинаковы:

- на АГЗУ разделения фаз не производится;

- первая ступень сепарации производится на ДНС, здесь же может производиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины;

- вторая ступень сепарации производится на ЦППН.

Несмотря на то, что оборудование системы сбора и подготовки постоянно меняется и совершенствуется, технологические процессы остаются теми же, а именно:

- сепарация;

- деэмульсация;

- обессоливание;

- стабилизация нефти.

Уже долгое время последний процесс не является самостоятельным, а осуществляется совместно с деэмульсацией и обессоливанием. Новейшее оборудование выпускается в блочном исполнении, что позволяет быстро монтировать его на промыслах. Изготавливается оно исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти.

В настоящее время имеется достаточно много разновидностей высоконапорных герметизированных и автоматизированных систем сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

На месторождениях с ровным рельефом местности площади разбуриваются нормальной сеткой скважин, а выкидные линии подключаются к «Спутнику», расположенному на ГЗУ (групповой замерной установке).

Нa месторождениях, расположенных на местности сильно пересеченной оврагами и холмами, разбуривание производится с нескольких кустов наклонными скважинами, а выкидные линии также подключаются к«Спутнику».

Нa месторождениях, расположенных в зонах затопления и заболачивания площади разбуривают с искусственно созданных намывных островков наклонными скважинами и подключают их к «Спутнику», расположенному на том же островке.

На месторождениях, содержащих в продукции скважин много парафинов, смол и асфальтенов (6-20%) площади разбуривают с нормальной сеткой, однако непосредственно у устьев скважин, в начале выкидной линии устанавливается автоматически работающая печь - устьевой нагреватель, откуда нефть транспортируется на «Спутник».

Система транспортирования имеет обычно один или два сборных коллектора и дожимную насосную станцию (ДНC) - если площадь месторождения большая или вытянутая. На территории ДНС устанавливаются дожнмные насосы, сепараторы первой ступени, а в конце разработки месторождения - отстойники для предварительного сброса пластовой воды. К ДНС нефть транспортируется насосом на блок подготовки нефти, а газ под собственным давлением по газопроводу на блок подготовки газа и на газоперерабатывающий завод.

Оборудование блока установки подготовки нефти (УПН) располагается обычно на одной площадке с оборудованием блока установки подготовки воды (УПВ). Эту площадку называют центральным пунктом сбора (ЦПС) или цехом подготовки нефти (ЦПН). Установка для подготовки газа (ГПЗ) обычно монтируется только на месторождениях, где имеются большие запасы попутного нефтяного газа. Продукция добывающих скважин по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ), где производится индивидуальный замер дебита. В продукцию дозаторными насосами через блок реагентов (БР), как правило, добавляют реагенты (деэмульгаторы, ингибиторы парафиноотложения и коррозии), а если нефть высоковязкая, парафинистая, то ее подогревают в печи. После предварительной дегазации на сепарационной установке первой ступени (С-1) нефть с помощью насосов дожимной насосной станции (ДНС) по промысловому сборному коллектору направляется на центральный пункт сбора нефти (ЦПС) - в сепарационную установку второй ступени (С-2) и в деэмульсационную установку подготовки нефти (УПН), где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку (или в концевую сепарационную установку КСУ), где нефть окончательно освобождается от газа.

В технологическом блоке (А) - автоматизированной установке «Рубин-2» автоматически определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк; если по каким - либо причинам нефть не удовлетворяет заданным параметрам, она автоматически возвращается на повторную обработку. Товарный парк (ТП) или парк товарных резервуаров предназначен для двухсуточного накопления и хранения нефти, откуда она транспортируется но магистральному нефтепроводу на нефтеперерабатывающий завод.

Попутный газ, выделившийся из нефти в сепарационных установках, после соответствующей обработки подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) с помощью компрессорной станции (КС).

При наличии на месторождении больших запасов попутного нефтяного газа ГПЗ может быть смонтирован на площади месторождения, где осуществляется соответствующая подготовка газа (осушка и отделение от широкой фракции легких углеводородов) перед подачей его в магистральный газопровод.

Пластовая вода после деэмульсационной установки подготовки нефти (УПН) поступает на установку подготовки сточных вод (УПВ), где она подготавливается для использования в системе поддержания пластового давления (ППД), затем направляется на БКНС (блочные кустовые насосные станции), где распределяется по нагнетательным скважинам месторождения. Недостающие объемы воды для ППД подаются на БКНС с водозаборных устройств из других источников через очистные сооружения.

 

1.7 Способы эксплуатации скважин на месторождении Жанажол

1.7.1 Обоснование способа эксплуатации

 

Процесс добычи нефти включает перемещение флюидов (нефти, газа и воды) в пласте к забоям добывающих скважин, подъем добываемой нефти с забоев на поверхность и промысловый сбор продукции скважин. Подъем нефти в стволе скважины называют способом эксплуатации. В зависимости от вида используемой энергии и способа передачи энергии в скважину различают фонтанный способ добычи нефти, когда подъем жидкости происходит только за счет естественной энергии пласта, и механизированный, при котором подъем жидкости осуществляется под действием искусственно вводимой в скважину энергии.

В процессе эксплуатации скважин происходит падение пластового давления в зоне отбора добывающих скважин, вследствие несоответствия темпов закачки и отбора, которое объясняется литологической зональной м слоистой неоднородностью продуктивных пластов, слабой связью с пластовым контуром и подошвенными водами (КТ-1) полная или частичная запечатанность подошвеннных залежей. Начиная с 1990 г. и по настоящий период месторождение Жанажол находится на втором этапе (средней стадии) разработки месторождения. Этот этап характеризуется стабилизацией темпов отбора нефти, введением в разработку системы поддержания пластового давления с применением мероприятий направленных на увеличение добычи нефти  (перевод скважин с фонтанного способа на газлифт или на ШГН, ввод новых скважин и т.д.). Особо важно при разработке месторождения продлить протяженность второго этапа (средней стадии) для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи и продления всего срока эксплуатации месторождения Жанажол. На этом этапе будет происходить обводненность добываемой продукции.

1.7.2 Фонтанная эксплуатация скважин

 

При фонтанной эксплуатации продукция от забоя до устья отбирается по ступенчатому лифту, составленному из труб диаметром 73 и 88,9мм марки стали С-75 и SM-90, спущенному до интервала перфорации нефтяного пласта.

Как правило, лифт компонуется следующим образом:

• трубы марки стали С-75-73*7,01-2030м;
• трубы марки стали С-75-88,9*6,45-420м;
• трубы марки стали SM-90-88,9*6,45-550м.

В качестве наземного оборудования добывающих скважин используются установки для эксплуатации нефтяных и газовых скважин с устройствами для предупреждения открытых фонтанов типа КОУК-89/73-35К2-136Э.

Комплекс КОУК (комплекс оборудования управляемого клапана-отсекателя) предназначен для герметичного перекрытия ствола фонтанных скважин (нефтяных, газовых и газоконденсатных) в аварийных ситуациях как автоматически, так и дистанционным управлением.

Комплекс обеспечивает:

• одновременное бурение, эксплуатацию и проведение текущего и капитального  ремонтов фонтанных, газовых и газоконденсатных скважин, расположенных на одном кусте;
• местное, дистанционное и автоматическое управление работой скважины.

Комплекс КОУК применяется на скважине в районе имеющих источники электропитания напряжением переменного тока 380В и частотой 5Гц.

По измененной конструкции добывающие скважины оборудуются хлопушечными клапанами-отсекателями, кроме того, на ряде скважин внедрен клапан глушения типа КСП. На месторождении устье скважины оборудуется фонтанными арматурами следующих типов:

• Французская;
• Грозненская АФ6А-80/50*720К2;
• Башкирская АФ6А-80/65*35К2;
• Воронежская.

Регулирование отборов жидкости ведется штуцерами, установленными на устье скважины.

В настоящее время на большинстве скважин отбирается безводная нефть. Однако, в дальнейшем при увеличении закачки воды обводненность продукции будет увеличиваться. С увеличением обводненности увеличивается противодавление на забое, что, в свою очередь, приведет к падению дебитов скважин или к прекращению фонтанирования.

1.7.3 Газлифтная эксплуатация скважин