ГОСТ Р 58367-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Обустройство месторождении нефти на суше. Технологическое проектирование

6 Объекты обустройства месторождений нефти

 

6.1 Извлечение (подъем) на поверхность нефтегазоводяной смеси

 

6.1.1 Подтверждение промышленной нефтегазоносности и ценности залежи, уточнение геологической модели залежи в процессе разработки и эксплуатации залежи зависят от пробуренных нефтяных скважин, предусмотренных техническим проектом на разработку месторождения.

ПД на строительство скважин выполняется в соответствии с техническим проектом на разработку месторождения углеводородного сырья и [12].

Бурение скважин по утвержденной застройщиком (техническим заказчиком) ПД независимо от назначения скважины включает в себя следующие основные этапы:

- геологическое обоснование места заложения скважины, проектное положение устьев скважин выбирают при проведении работ по кустованию месторождений с учетом технико-технологических условий строительства скважин и уточняют на местности путем проведения изыскательских работ, переданных застройщику (техническому заказчику) в установленном порядке в виде отдельного приложения к техническому проекту на разработку месторождения;

- подготовительные работы к строительству скважин;

- бурение и крепление скважины с использованием буровых установок по ГОСТ 16293, с применением специального бурового оборудования по ГОСТ 31844;

- испытание скважин на продуктивность по ГОСТ Р 55288;

- промыслово-геофизические работы по ГОСТ 32358;

- оборудование устья скважины по ГОСТ 13862, ГОСТ 13846, ГОСТ Р 51365, ГОСТ 28996.

Способ подъема на поверхность НГВС в скважинах, основное применяемое устьевое наземное и внутрискважинное подземное оборудование и другие данные по технике и технологии добычи, необходимые для проектирования системы сбора, принимают по данным технического проекта на разработку месторождения и в соответствии с заданием на проектирование.

6.1.2 Конструкцию скважины характеризуют параметры, определяющие изменение диаметра ствола скважины с глубиной, а также диаметры, длины обсадных колонн и высоты подъема цемента за обсадными колоннами.

Конструкция проектируемой скважины обеспечивает доведение ее до проектной глубины, надежную изоляцию всех продуктивных, водоносных, проницаемых горизонтов, сохранение коллекторских свойств продуктивной части пласта, а также длительную безотказную работу скважины во время эксплуатации.

Конструирование скважины (дизайн) начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны в зависимости от максимально ожидаемого дебита скважины при добыче пластового флюида. Оптимальный диаметр эксплуатационной колонны рассчитывают, исходя из минимизации затрат на строительство скважин и экономии энергозатрат за счет эксплуатации ЭЦН. Также учитывают увеличение диаметра эксплуатационной колонны в случае возможного использования одновременно раздельной эксплуатации.

Диаметр промежуточной колонны определяют в соответствии с диаметром долота при бурении под эксплуатационную колонну.

Необходимую разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн, а также диаметров обсадных труб при спуске безмуфтовых обсадных колонн устанавливают в рабочем проекте и выбирают, исходя из оптимальных величин, установленных практикой производства буровых работ и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Для определения числа обсадных колонн и глубин их спуска предварительно строят совмещенный график давлений, с выделением зон с несовместимыми условиями бурения с учетом возможных осложнений и значений пластовых давлений (геолого-литологической характеристики месторождения или площади). Общее число обсадных колонн соответствует числу зон с несовместимыми условиями бурения.

Толщину стенок и группу прочности обсадных колонн определяют расчетным путем, исходя из максимальных избыточных наружных и внутренних давлений, действующих на обсадные колонны в процессе строительства и эксплуатации скважины, а также с учетом усилий растяжения от собственной массы обсадных колонн.

Обсадные трубы изготавливают по ГОСТ 632 и ГОСТ 31446, ГОСТ Р 53201.

Обсадные колонны рассчитывают на прочность.

Обсадные колонны, спускаемые в наклонно направленные скважины, проверяют расчетным путем на проходимость в интервалах участков набора зенитного угла и исправлений азимутов.

При строительстве скважин в зонах распространения многолетне-мерзлых пород башмак кондуктора устанавливают ниже криолитозон не менее чем на 50 м. Кроме вышеуказанного требования для всех скважин башмаки кондуктора и промежуточных колонн устанавливают на глубинах, исключающих возможность гидроразрыва горных пород в районе башмаков и ниже в случаях газонефтеводопроявлений, при полном замещении бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины.

Башмак эксплуатационной колонны устанавливают ниже подошвы коллектора проектного пласта на 5 - 50 м в зависимости от типа залежи и расположения водонефтяного контакта.

Направления и кондуктора цементируют до устья.

Интервалы цементирования последующих обсадных колонн определяют согласно [12].

Тампонажные материалы выбирают по ГОСТ 1581 с учетом горно-геологических условий строительства скважин.

6.1.3 Выбор буровой установки осуществляют, исходя из максимальной массы бурильной или обсадной колонны. Максимальная масса бурильной колонны в воздухе при бурении скважины под различные проектные обсадные колонны должна быть не более 60% от параметра буровой установки "Допустимая нагрузка на крюке", а максимальная масса обсадной колонны в воздухе - не более 90% от параметра "Допускаемая нагрузка на крюке".

Оснащение буровых установок системой верхнего привода проводят согласно [12].

6.1.4 Плотность бурового раствора проектируют таким образом, чтобы коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением составлял: для скважин глубиной до 1200 м - 1,10, для скважин глубиной более 1200 м - 1,05.

Реологические свойства и другие параметры бурового раствора подбирают с учетом горно-геологических условий строительства скважин. Увеличение плотности бурового раствора допускается при бурении интервалов, склонных к потере устойчивости стенок ствола скважины, при условии: репрессия от гидростатических и гидродинамических нагрузок не должна вызвать гидроразрыв пород и поглощение бурового раствора.

6.1.5 Оборудование устья скважины при бурении

Обсадные колонны, за исключением направления, а иногда и кондуктора, на который не устанавливается противовыбросовое оборудование, обвязаны между собой колонными головками различных типоразмеров и конструкций.

Колонные головки обеспечивают надежное и герметичное соединение устья обсадных колонн с ранее спущенными колоннами и позволяют контролировать давления в межколонных пространствах в процессе строительства и дальнейшей эксплуатации скважин (изготавливаются по ГОСТ 30196 или техническим условиям заводов-изготовителей).

Фланец колонной головки на устье скважины должен находиться на высоте не менее 0,5 м от уровня поверхности площадки.

6.1.6 В процессе строительства скважин с целью предупреждения возможных газонефтеводопроявлений и проведения ряда технологических операций устья скважин оборудуют ПВО, которое монтируют на колонные головки.

Согласно ГОСТ 13862 существуют 10 схем обвязок ПВО (ОП1 - ОП10). Первые две схемы (ОП1, ОП2) применяют при освоении и капитальном ремонте скважин. Остальные восемь схем (ОП3 - ОП10) устанавливают на устья бурящихся скважин с учетом изученности геологического разреза месторождения, ожидаемых устьевых избыточных давлений в случае газонефтеводопроявлений при закрытом устье, наличия сероводорода (H₂S) в пластовом флюиде и газового фактора продукции пласта.

В превенторах могут устанавливать плашки под размер бурильной колонны, глухие плашки и перерезывающие плашки. Кольцевой превентор обеспечивает герметизацию устья скважины как при отсутствии колонны труб в скважине, так и в любом положении бурильной колонны, находящейся в скважине.

Скважина считается законченной бурением после крепления ее эксплуатационной колонной (спуск, цементирование, ожидание затвердевания цемента, определение качества цементирования) и испытания ее на герметичность методом опрессовки и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

В дальнейшем проводят работы по испытанию продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне (освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию).

Устанавливаемая на устье фонтанная арматура изготавливается в соответствии с ГОСТ 13846.

До установки на устье фонтанную арматуру опрессовывают на пробное давление, предусмотренное паспортом завода-изготовителя. После установки на устье ее повторно опрессовывают на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

6.1.7 Оборудование эксплуатационных нефтяных скважин для извлечения НГВС подразделяется на устьевое наземное и внутрискважинное подземное и зависит от способа эксплуатации (фонтанный, механизированный).

Основные требования к оборудованию приведены в [12].

6.1.8 К устьевому наземному оборудованию скважины относятся:

- устьевая арматура;

- оборудование для механизированной добычи штанговыми, центробежными, винтовыми и другими насосами.

Устьевую арматуру монтируют на колонную головку.

Устьевая арматура предназначена для герметизации устья скважин, направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию, контроля и регулирования режима эксплуатации скважины созданием противодавления на забое, а также для проведения различных технологических операций, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры в умеренном и холодном макроклиматических районах для сред, содержащих CO₂, H₂S и пластовую воду.

Устьевое оборудование должно соответствовать предъявляемым к нему требованиям, безопасно выдерживать внутреннее давление скважинной среды и не иметь утечек при установленном сроке эксплуатации оборудования.

Конструкция устьевой арматуры обеспечивает:

- эксплуатацию оборудования в климатической зоне в соответствии с ГОСТ 15150-69 (таблица 1);

- контроль и регулирование режима эксплуатации;

- возможность закачки и/или отбора скважинной среды, технологических жидкостей, растворов глушения и растворов для обеспечения процессов добычи углеводородного сырья в трубное, затрубное (межтрубное) пространство;

- спуск в скважину (подъем из скважины) через стволовой проход скважинных приспособлений, приборов.

Оборудование устья скважины - в соответствии с ГОСТ Р 51365.

Конструкция однофланцевой и двухфланцевой колонных головок, присоединяемых к верхнему концу обсадных труб или к однофланцевой колонной головке соответственно, обеспечивает подвеску и уплотнение подвешенных обсадных труб в трубодержателе и/или уплотнение следующих обсадных колонн. Устьевое оборудование многопроходной колонной головки (моноблока) с боковыми отводами обеспечивает подвеску и уплотнение двух и более обсадных колонн в одном корпусе.

Трубная головка фонтанной арматуры - деталь устьевого оборудования, устанавливаемая на верхний фланец колонной головки, служащая для подвешивания лифтовых труб и герметизации кольцевого пространства между колоннами лифтовых и обсадных труб.

Устьевая елка - часть устьевой арматуры, предназначенная для регулирования параметров потока скважинной среды в скважинном трубопроводе, а также распределения или смешивания потоков.

Елки фонтанной арматуры изготавливают по схемам тройниковой и крестовой трубной обвязки.

Основные параметры фонтанных арматур соответствуют параметрам, указанным в ГОСТ 13846.

При выборе материала фонтанной арматуры класс материала определяет потребитель, который принимает во внимание различные факторы окружающей среды и эксплуатационные переменные величины, а также факторы, представленные в ГОСТ Р 51365-2009 (таблица 9).

Конструкция устьевой елки определяется способом эксплуатации скважины и должна обеспечивать возможность замера буферного, линейного и затрубного давления, определение уровня жидкости в затрубном пространстве (при механическом способе эксплуатации), проведение технологических операций с погружным скважинным оборудованием, предусмотренных на этапе проектирования и выбора глубинно-насосного оборудования. Конструкция фонтанной елки должна обеспечивать проведение СПО механических скребков и нагревательных элементов для удаления АСПО с поверхности НКТ, а также СПО приборов для проведения комплекса промыслово-геофизических исследований при испытании, освоении и в процессе эксплуатации скважин (отбор образцов проб пластовых флюидов, определения профиля притока и приемистости, определения КВУ и КВД, отбивки забоя).

Конструкция манифольда для обвязки устья скважины и выкидного коллектора обеспечивает:

- направление продукции скважин в выкидные линии;

- включение регулируемого дроссельного устройства (штуцерную камеру) на буфере манифольда выкидной линии (при необходимости) для возможности регулирования на устье скважины объема добываемой жидкости;

- включение регулируемого дроссельного устройства (штуцерную камеру) на затрубном пространстве устья скважины (при необходимости) для плавного регулирования сброса в выкидной коллектор газа из затрубного пространства (применимо в ряде случаев при механическом способе эксплуатации скважин в условиях высокого газового фактора);

- подключение передвижных агрегатов для проведения технологических операций (при необходимости).

Устьевая арматура должна быть укомплектована запорной арматурой, включающей в себя:

- полнопроходные, двунаправленные, шиберные или дисковые задвижки, допускающие любую пространственную ориентацию при эксплуатации и предназначенные для управления скважиной;

- шаровые или пробковые краны, включая стволовые и на выкидных линиях, предназначенные для управления скважиной на рабочее давление не более 14,0 МПа.

Для контроля давления предусматривают установку манометров через средоразделитель (при необходимости) и запорный орган (кран шаровый или вентиль высокого давления).

Запорная арматура должна соответствовать общим эксплуатационным требованиям по показателям надежности.

Рабочее давление устьевого оборудования должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

При эксплуатации скважины с температурой выше 120 °C применяют соответствующую арматуру, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Наземное оборудование для механизированной добычи нефти штанговыми, центробежными, винтовыми насосами включает станки-качалки, привод винтового насоса, станции управления, трансформаторы и др.

6.1.9 Внутрискважинное подземное оборудование

В зависимости от способа добычи нефти (фонтанный, механизированный) в скважину спускают соответствующее глубинно-насосное оборудование:

- НКТ;

- пакер;

- клапан-отсекатель;

- циркуляционный клапан;

- погружные насосы (ШГН, ЭЦН, ЭВН, ШВН и др.);

- штанги насоса;

- кабель электрический.

Колонна НКТ, спускаемых в скважину, предназначена для:

- подъема и вывода добываемого пластового флюида из скважины в фонтанную арматуру на поверхность;

- предохранения колонны обсадных труб от коррозионного и эрозионного износа при добыче нефти, содержащей воду и мехпримеси;

- регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины;

- предупреждения образования на забое столба воды или песчаной пробки;

- глушения скважины, промывки ее и обработки призабойной зоны пласта с применением различных методов воздействия;

- предохранения обсадной колонны от высокого давления, возникающего при обработке скважин.

Основным критерием при проектировании способа эксплуатации скважины является достижение заданных темпов отбора продукции, определенных в техническом проекте на разработку месторождения, с учетом физико-химических характеристик нефти и попутно добываемых газа и воды.

Автоматизация технологического процесса добычи нефти является одним из направлений повышения эффективности разработки месторождения.

При подборе глубинно-насосного оборудования учитывают и оценивают влияние осложняющих факторов для конкретной нефтяной добывающей скважины:

- коррозионную агрессивность пластовой жидкости;

- влияние мехпримесей/абразивных частиц;

- отложение солей;

- газосодержание в зоне подвески (для ЭЦН);

- температуру в зоне подвески (для ЭЦН);

- АСПО;

- образование высоковязких эмульсий;

- повышенную вязкость нефти;

- давление на приеме насоса (исходя из параметров притока пластового флюида, его физико-химических свойств и соотношения фаз);

- отклонение ствола скважины от вертикали, а также интенсивность набора кривизны в зоне работы насосной установки.

Для защиты погружного оборудования от влияния газа предусматривают газовые якори, газосепараторы, мультифазные модули. Предпочтение отдают оборудованию, позволяющему использовать энергию попутно добываемого нефтяного газа для подъема скважинной продукции.

Для парафиносодержащих нефтей предусматривают мероприятия по предотвращению, а также ликвидации АСПО в НКТ при помощи механических, тепловых или химических методов.

Предотвращение образования АСПО:

- применение НКТ с внутренним покрытием от АСПО;

- применение ингибиторов парафинообразования (закачка ингибиторов в пласт, дозирование по затрубному пространству, в том числе с помощью капиллярных систем, применение скважинных контейнеров-дозаторов и т.д.);

- применение установок электропрогрева греющим кабелем;

- применение насосных штанг со скребками.

Ликвидация АСПО:

- механическая очистка лифта НКТ скребкованием;

- промывка скважины горячей нефтью при помощи агрегатов депарафинизации скважин;

- обработка скважины растворителями (ШФЛУ, бензин газовый стабильный и т.д.).

Для защиты погружного оборудования от влияния механических примесей предусматривают:

- шламоуловители;

- высокогерметичные обратные клапаны;

- обработки призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами;

- крепление призабойной зоны пласта химическими составами на основе полимеров;

- защиту от воздействия проппанта после гидравлического разрыва пласта;

- износостойкое исполнение погружного оборудования;

- забойные фильтры.

Мероприятия по предотвращению солеотложений предусматривают ингибиторную защиту с использованием:

- задавки ингибитора солеотложений в пласт с целью использования призабойной зоны пласта как дозатора;

- скважинных контейнеров дозаторов;

- подачи ингибитора по затрубному пространству;

- магнитных активаторов;

- рабочих органов погружного оборудования из полимерных материалов, стойких к адгезии солей.

Выбор способа эксплуатации скважин зависит от таких факторов, как вязкость добываемой жидкости, содержание газа, мехпримесей, солей и коррозионно-активных элементов, глубины залегания эксплуатируемого пласта, искривления скважины, предполагаемого дебита и его изменения на перспективу, капитальных и эксплуатационных затрат.

При подборе (по результатам расчета) глубинно-насосного оборудования рекомендуется учитывать область его применения в зависимости от требований заводов-производителей к допустимому содержанию механических примесей, вязкости и значениям водородного показателя pH добываемой жидкости, процентному объемному содержанию свободного газа.

Основные параметры глубинно-насосного оборудования и требования к установкам, их составным частям или приводам следует брать из паспортов на насосное оборудование и из отраслевых стандартов.