Мероприятия по предупреждению и борьбе c коррозией

Технологические методы

В зависимости от применяемого метода воздействия на пласт приоритетность тех или иных методов защиты будет зависеть от назначения скважин, количественного и качественного состава отбираемой продукции, вида и состава нагнетаемого агента, эксплуатационных параметров технологических процессов. Общим требованиям по защите скважин различного назначения будет отвечать применение технологических мероприятий при защите подземного оборудования скважин добывающего и нагнетательного фондов, основными из которых являются:

- герметизация заколонного пространства качественным

цементажем;

- герметизация резьбовых соединений насосно-компрессорных труб;

- установка пакеров в межтрубном пространстве нагнетательных скважин и заливка его некоррозионной надпакерной жидкостью (при нагнетании теплоносителей последнее мероприятие не производится с целью создания воздушного экрана в межтрубье для уменьшения потерь тепла в стволе скважины);

- недопущение нагнетания агента по обсадной колонне

нагнетательных скважин;

- защита добывающих скважин от пескопроявлений при

необходимости.

Технологическим мероприятием для добывающих скважин является обеспечение антикоррозионного режима в течение возможно длительного времени.

Предпочтение должно отдаваться технологическим методам.

В условиях пескопроявлений для обсадных колонн и НКТ новых скважин рекомендуется проводить контроль материалов на предмет проявления чрезмерной эрозии. Защита новых скважин также может быть осуществлена спуском эксплуатационной колонны и НКТ из стеклопластиковых материалов и гибких труб с учетом требований по механической прочности и устойчивости.

Для предотвращения коррозии труб НКТ нагнетательных скважин необходима подготовка нагнетаемого агента.

Долговечность деталей насосов может быть повышена использованием коррозионностойких и износостойких материалов. Наибольшей стойкостью против абразивного изнашивания в условиях воздействия агрессивных сред обладают нержавеющие стали с мартенситной структурой

Мероприятия по снижению обводнённости продукции скважин

Согласно выбранному варианту разработки в режиме вытеснения закачиваемой водой, уже в 2004 г. ожидается, что обводнённость продукции превысит 50-процентную отметку в среднем по месторождению (раздел 3). Из этого следует, что возрастёт количество высокообводнённых скважин (80% и более).

Обводнённость продукции растёт довольно значительными темпами. Введённые в эксплуатацию скважины, с практически безводной продукцией, NB4, NB14, NB31 обводнялись менее чем через шесть месяцев эксплуатации (>40%). Три скважины NB5, NB15, NB22 введены в эксплуатацию с обводнённостью 25-80%. И по трём скважинам NB1, NB2, NB30 обводнённость превысила 40% в течение 8-16 месяцев эксплуатации.

Попытки изолировать водоприток на скважине NB19 (исправительное цементирование) и на скважине NB24 (изоляция перфорированного интервала в районе расположения водонефтяного контакта) были успешными.

Однако, в скважинах NB2, NB4, NB5, попытки изолировать водоприток не привели к ожидаемым результатам. Геофизические исследования скважин показали, что вода поступает в ствол скважин одновременно с нефтью из тех же интервалов, как правило, характеризующихся высокой проницаемостью. Изоляция водопритока приводила к потере добычи нефти, снижению суммарной добычи нефти, и оказывалась экономически нецелесообразной.

Необходимость проведения работ по изоляции водопритока следует оценивать в каждом индивидуальном случае, учитывая механизмы поступления воды в скважину, а так же экономическую выгоды от проведения работ. Результаты геофизических исследований, приведённые в разделе 3, позволяют с достоверностью определить характер поступления воды в скважины.

Выводы и рекомендации

1. Учитывая состав пород-коллекторов, источники возможного загрязнения призабойной зоны пласта, а также результаты солянокислотных обработок (СКО) скважин NB13, NB19 следует сделать вывод, что проведение СКО для повышения производительности скважин не приведёт к положительному результату.

2. При обнаружении положительного скин-эффекта, для его снижения, и повышения продуктивности скважин рекомендуется проведение обработок призабойной зоны скважин эмульсиями с использованием ароматических углеводородов, глинокислотных растворов и поверхностно-активных веществ. Для выбора оптимальной рецептуры применительно к условиям залежей месторождения Северные Бузачи необходимо проведение экспериментальных и промысловых исследований.

3. Анализ результатов ПТОС, проведённых в 2001 г. показывает, что, несмотря на полученныё технологический эффект, они были экономически невыгодными, в основном, из-за высоких эксплуатационных затрат. Однако, в настоящее время ПТОС и промывки скважин горячей водой рассматриваются в качестве перспективного метода для увеличения нефтеизвлечения.

4. В будущем, в процессе разработки месторождения, рекомендуется рассмотреть возможность использования методов, улучшающих режим вытеснения нефти (загущенные водные растворы полимеров в виде оторочек и тому подобное).

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Общая часть

3.1.1 Обоснование выбора вариантов утилизации попутного газа применительно к условиям месторождения Северные Бузачи

При решении вопроса о возможных вариантах утилизации газа на месторождении Северные Бузачи для выбора оптимального пути развития месторождения необходимо учесть следующее:

Технология сбора и подготовки тяжелой вязкой нефти обуславливает необходимость ее подогрева на всех этапах технологической цепочки систем сбора и подготовки, что связано со значительными расходами газа в качестве топлива на всем этапе развития месторождения:

1. Применение электродегидраторов в системе подготовки требует дополнительного объема газа в качестве топлива для подогрева пресной воды в процессе обессоливания.

2. Подготовка устойчивой водонефтяной эмульсии тяжелой нефти требует нагрева с доведением температуры процесса до 100^оС, что также сопровождается значительным расходом газа.

- Профиль добычи газа характеризуется временными высокими

значениями в ближайшие годы разработки, что связано с затягиванием сроков ввода работы системы ППД и прорывами газа газовой шапки. В соответствии с этим объем излишков, подлежащих дополнительной утилизации, значителен и в первые несколько лет составляет порядка 50 млн.м³ в год. На определенном этапе разработки месторождения объем добычи газа будет достаточен только для расхода на собственные нужды;

- Технология системы сбора определяет ситуацию, когда основной

поток газа – это газ низкого давления, рассредоточенный на промысле и требующий для его сбора компримирования на каждой ГЗУ. Полное отсутствие газосборной системы требует значительных капитальных вложений в ее обустройство и сроков реализации;

- Удаленность существующей магистральной газопроводной системы

(ориентировочно 180-200 км);

- Наличие близлежащих месторождений, которые могут быть либо

потребителями товарной продукции объекта утилизации газа (топливный газ или электроэнергия), либо могут выступить партнерами и принять участие в совместном решении данной проблемы (по информации Заказчика на месторождении Каламкас планируется строительство ГТЭС на 40 МВт);

- Наличие надежного существующего внешнего источника

электроэнергии, который может обеспечить потребление на промысле с учетом его роста до 10-11 МВт на перспективу в полном объеме.

Учитывая территориальное размещение месторождения Северные Бузачи относительно соседних месторождений, существующей магистральной газопроводной системы САЦ, населенных пунктов в регионе, наличие источников электроэнергии и инфраструктуры региона, в ходе обсуждения с Заказчиком и в соответствии с Техническим заданием и Протоколом технического совещания от 17.02.06 г., для месторождения Северные Бузачи были подробно рассмотрены следующие варианты:

- 1 вариант - строительство ГТЭС для выработки электроэнергии из всего излишка газа

- 2 вариант - продажа топливного газа на близлежащие соседние месторождения

- 3 вариант - продажа топливного газа в САЦ

- 4 вариант - комбинированный - выработка электроэнергии на собственные нужды и продажа излишка топливного газа на близлежащие соседние месторождения.

Следует отметить, что 4 вариант Протокола Заказчика с применением многофазного сжигания, не рассматривался, т.к. он не является вариантом утилизации газа, а является вариантом его сжигания, что противоречит политике МЭМР РК, направленной в вопросе по утилизации попутного газа не только на снижение выбросов в атмосферу, но и на рациональное использование ресурсов.

По всем рассмотренным вариантам были проведены технологические расчеты, разработаны технологические схемы и определены объемы необходимого строительства. Расчет капитальных вложений проведен в соответствии с нормативными требованиями РК.

Для выбора оптимального варианта на основании полученных от Заказчика данных была построена экономическая модель предприятия, которая, согласно нормам РК, учитывает развитие предприятия в целом (т.е. включает продажу нефти и все необходимые затраты, связанные с ее добычей, бурением и развитием производства).

Анализируя результаты изучения перечисленных вариантов, в отношении варианта 1 следует отметить, что затраты на строительство новых ГТЭС для выработки электроэнергии на собственные нужды и на реализацию из добываемого газа при наличии в регионе надежного источника электроэнергии МАЭК, г. Актау, с имеющейся разветвленной энергосистемой, квалифицираованным обслуживанием, эксплуатирующегося в режиме недозагрузки объекта, являются нерациональными не только для экономики предприятия (вариант характеризуется высокими капитальными вложениями), но для региона в целом.

Вариант 3 предполагает строительство протяженного (около 200 км) участка высоконапорного газопровода до точки врезки в магистральную систему САЦ. Проектирование такого газопровода потребует значительных объемов изыскательских работ, что скажется на сроках реализации проекта в целом. Динамика прогнозируемого профиля газа на перспективу не сможет обеспечить стабильную надежную работу компрессорной станции высокого давления и высоконапорного газопровода большой протяженности, что обусловит необходимость на определенном этапе сброса излишков газа на факел. Следовательно, этот вариант не обеспечивает полную утилизацию добываемого газа на всем рассматриваемом периоде.

Вариант 4 отличается значительными капитальными вложениями, т.к. предполагает строительство как ГТЭС на собственные нужды, так и продажу излишков газ. Кроме этого, объем излишков для продажи небольшой и не представляет интереса как предмет обсуждения с потенциальным потребителем.

Вариант 2 является наиболее приемлемым для компании, т.к. является наиболее простым в техническом плане с коротким сроком реализации. Возможность реализации данного варианта подтверждается началом переговорного процесса компании Бузачи Оперейтинг ЛТД и АО Каражанбасмунай. Письмо с предварительным соглашением представлено в ПРИЛОЖЕНИИ Г. Вариант 2 лежит в основе данной Программы по полной утилизации добываемого газа на м. Северные Бузачи.