Способы эксплуатации нефтяных месторождений
В сложных геологических условиях нефтеконденсатного месторождения Жанажол контроль за разработкой и состоянием эксплуатации скважин должен осуществляться путем систематизированного анализа хода разработки. Выполнением условий проектного документа, главным образом контроля за неподвижностью ГНК, наблюдения за соответствием фактических показателей разработки: проектных объемов добычи нефти, производительности скважин, пластового, забойного и устьевого давлении, процента обводненности и др., что предусмотрено обязательным комплексом промыслово – геофизических измерений с проведением как систематических (периодических), так и единичных (разовых) замеров.
Первоначально исследования технического состояния скважин проводят во время их строительства. В дальнейшем, в процессе эксплуатации скважин, эксплуатационная колонна и заколонное пространство подвергаются различным механическим и коррозионным воздействиям при сопряжении с пластовыми и закачиваемыми водами. Это обуславливает необходимость периодического исследования технического состояния скважин.
Разработка продуктивных горизонтов осуществляется фонтанным и механизированным способами с поддержанием пластового давления. На месторождении механизированный способ эксплуатации в себя газлифтный способ(компрессорный, бескомпрессорный) и ШГН.
Компрессорный газлифт
Компрессорный газлифт согласно технологической схеме разработки является одним из основных способов добычи нефти на месторождении Жанажол. Данный способ эксплуатации скважин позволяет утилизировать газ, снижая техногенную нагрузку на окружающую среду.
Капитальный и Подземный ремонт скважины
Каждый из перечисленных выше способов эксплуатации не обеспечивает непрерывного функционирования скважины в течение всего периода его применения. Это обусловлено следующими причинами:
Во-первых, внутрискважинное оборудование, предназначенное для подъема продукции пласта, закачки в него жидкости или газа нуждается в периодическом ремонте. Дляего выполнения необходимо прекратить эксплуатацию скважины, поднять на поверхность оборудование и спустить в скважину новое или отремонтированное.
Во-вторых, в процессе вытеснения пластовой жидкости или газа из пласта размеры пор и трещин, по которым течет пластовая жидкость, уменьшаются из-за отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из нефти, или даже совсем закупориваются.
Капитальный ремонт скважин можно разделить на несколько базовых направлений. Первым из них является герметизация эксплуатационной колонны, в процессе которой осуществляется ликвидация повреждений колонны, отверстий, трещин, и т.д. Второе направление водоизоляционные работы, обеспечивает снижение затрат на добычу нефти за счет уменьшения добычи попутной воды и соответствующего увеличения добычи нефти. Еще одним важнейшим направлением КРС является стимуляция скважин. В процессе эксплутации происходит загрязнение призабойной зоны пласта частицами, поступающими из самой скважины ( пласта) и попадающими сверху во время эксплуатации и ремонта, продуктами коррозии эксплуатационной колонны и т.д. Стимуляция обеспечивает нормальное сообщение пласта со скважиной. Она производится химическими( в основном воздествие кислотами или растворителями различных отложений) и физическими методами. Наконец , четвертое направление посвящено ликвидации внутрискважинных осложнений , связанных с авариями оборудования.
В последние 5 лет значительно увеличилась доля тяжелых ремонтов, к которым относятся герметизация экс. колонн, ликвидация аварий и осложнений , отключение пластов, увеличение производительности добывающих и нагнетательных скважин.
Сбор и транспорт продукции месторождения
Сбор и транспорт продукции месторождения осуществляется по следующей схеме: пласт – скважина – выкидные линии (Ø108мм) – групповая замерная установка (ГЗУ) – коллектор (Ø159, 219,273,325,377 мм) – центральный пункт сбора – ДНС-север и ДНС-юг – ГПЗ.
Замер дебитов скважин осуществляется на групповых замерных установках, общее количество которых 56 штук. После групповых замерных установок продукция скважин поступает на центральный пункт сбора: на установке трехступенчатой сепарации нефти, газ отделяется от жидкости. Далее жидкость поступает на ДНС-север и ДНС-юг, где нефть сепарируется при давлении 0,9-1,0 МПа и насосами транспортируется на прием компрессоров. Нефть сепарируется от газа при давлении 1,84-1,9 МПа и насосами ЦНС транспортируется по промысловому трубопроводу на II и III ступени сепарации нефти на ЦПС.
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Технологическая схема подготовки нефти включает обезвоживание, обессоливание, дегазацию с целью очистки от сернистых соединений и стабилизацию. При подготовке нефти от нее отделяются пластовые воды, которые после очистки и подготовки через систему ППД закачивают в продуктивные пласты для поддержания пластового давления.
На месторождении Жанажол для закачки применяют попутно добываемую воду и воду с водозабора Атжаксы, которая добывается при помощи водозаборных скважин. Перед закачкой вода очищается от механических примесей и уменьшается ее коррозийная активность и жесткость. Далее вода с КНС с помощью водораспределительных пунктов