Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

Расчеты дополнительной добычи по 20 обводнившимся и малодебитным скважинам от дополнительного дострела на своем объекте и при переводе на другой объект составили 4317,6 тыс.т.

В проекте  не рассмотрено  поддержание  пластового давления.  Ввиду того, что энергетический  потенциал  продуктивных горизонтов, несмотря  на  большой  срок   эксплуатации  месторождения, остается  значительный  благодаря  двойному  действию  как  напора контурных вод, так и напора  обширной  газовой  шапки,  заводнение пластов  с целью ППД  не столь  актуально.  

В настоящее  время разработан и применяется  на практике  ряд новых технологий, которые успешно эффективны при  разработке нефтяных залежей. Процесс  вытеснения нефти из пласта может быть улучшен путем применения водорастворимых полимеров высокого молекулярного веса, небольшие добавки которых резко снижают подвижность воды.

Эффективным является применение технологии «Полисил», разработанной  в научно-производственном центре АО РИТЭК. Технология основана на гидрофобизации призабойной зоны пласта.

Материалы «Полисил»  обладают уникальными физико-химическими  свойствами. Они представляют собой  химически инертные мелкодисперсные  порошки на основе двуокиси кремния  с частицами микронного и субмикронного размера. Частицы порошка обладают необычайно развитой поверхностью, химически модифицированной по специальной технологии для придания ей водоотталкивающих свойств. В зависимости от параметров обработки возможен режим общего увеличения проницаемости и режим избирательного улучшения фильтрации только по нефти, с отсечкой воды. Он применяется для увеличения  добычи нефти или восстановления нерентабельных добывающих скважин.

Успешное промышленное использование материала «Полисил»  проводилось на терригенных и карбонатных коллекторах с проницаемостью от 0,03 до 2,0 мкм² , на скважинах с обводненностью от 0 до 95%. Дополнительная добыча на обработанную скважину по ранее нерентабельному фонду Ромашкинского месторождения превышает 800 т в год. Разработанная  технология не требует применения специального оборудования и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.

Подобные результаты получены на месторождениях Западной Сибири и Республики Коми: увеличение дебитов от 2 до 5 раз с длительным не снижающимся положительным эффектом.

В настоящее  время технология «Полисил» успешно  используется компаниями «Лукойл», «Татнефть», «Роснефть», « КомиТЭК» и др. на нефтяных месторождениях  Западной Сибири,  Татарстана  и  Коми.

Геолого-физические параметры пластов (коллектор, глубина, проницаемость, температура) и физико-химические свойства нефти (плотность, вязкость)  позволяют применение технологии «Полисил» на месторождении Ц.В.Прорва.

Другим перспективным  методом обработки призабойных  зон добывающих скважин с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи для месторождения Ц.В.Прорва является ПАВ-кислотное воздействие «технология ПКВ». Преимущества в отличие от традиционных соляно-и глинокислотных обработок ПКВ-составы образуют микрокислотную эмульсию, в результате значительно удлиняется время реагирования, что приводит к увеличению глубины обработки пласта в 2-3 раза. Состав в зависимости от решаемой задачи  может применяться в сочетании с различными водоизолирующими и потокоотклоняющими технологиями. В этом случае воздействие носит многофункциональный характер. Характеристика параметров пластов и физико-химические свойства флюидов соответствуют для применения этой технологии.

Другим примером повышения коэффициента нефтеотдачи  пласта на поздней стадии разработки является применение вязко-упругих составов –«технология ВУС» результатом внедрения которых является: перераспределение фильтрационных потоков по площади и разрезу обрабатываемого участка залежи; подключение в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью; ограничение водопритока к забоям добывающих скважин при производстве ремонтно-изоляционных работ. Технологический эффект  при ограничении водопритока в добывающих скважинах от 50 до 80%. Преимущества закачиваемой оторочки ВУС малообъемны (100м³), с малым временем гелеобразования, с высоким содержанием полимера и сшивателя. Образовавшиеся в пласте гидрогели обладают очень низкой подвижностью, высоким остаточным фактором сопротивления и ярко выраженными вязкоупругими свойствами. Этот метод также применим на данном месторождении.

Еще одним из достаточно эффективных методов  является акустическое воздействие  на призабойную зону пласта (технология АВС). Большим достоинством является дешевизна этого метода воздействия. Метод имеет большой радиус воздействия на пласты, позволяет включать в работу низкопроницаемые пропластки, обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней, используется малогабаритная мобильная аппаратура, низкие затраты со стороны НГДУ, используется только геофизическая станция. При применении метода увеличивается приемистость нагнетательных скважин, интенсификация притока добывающих скважин за счет очистки зон перфорации от отложений твердых компонентов нефти, солей и других загрязнений и высоковязких отложений.

Статистическая  обработка данных по 73 скважинам  одного из месторождений Западной Сибири показывает, что эффект наиболее значителен по малодебитным скважинам (увеличение дебита от 41% до 200%). Время на обработку одной скважины не превышает 48 часов. 

Надо отметить, что еще много других перспективных  методов воздействия при применении в нагнетательных скважинах (изменение  направлений фильтрационных потоков ) положительный эффект от которых  отмечается  на месторождениях с высокой вязкостью нефти  и когда месторождение находится в стадии высокой обводненности добываемой продукции. На Центрально-Восточной Прорве поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт не применяется.

Применение   метода электровоздействия – экологически чистой технологии для интенсификации добычи из гидрогеологических, технологических и нефтяных скважин успешно используется и у нас на нефтепромыслах.

 Технология  электрообработки призабойной части  скважин предназначена для восстановления продуктивности добывающих скважин, снижения обводненности нефтяных скважин (увеличение дебита по нефти), разглинизация призабойной части скважин, отсечки газовых конусов. Имеет большой опыт эксплуатации в разных странах, положительные результаты получены на скважинах с глубиной залегания продуктивного горизонта до 4 км. Технология основана на использовании эффекта изменения структуры пустотного пространства при пропускании через нее электрического тока в специальном режиме. Технология отличается от всех существующих методов увеличения продуктивности следующими чертами: высокой эффективностью (продуктивность скважины возрастает в несколько раз); отсутствием вредных последствий для обсадных колонн, фильтров и другого скважинного оборудования; предсказуемостью результатов, контролируемым процессом обработки; относительной дешевизной исполнения; мобильностью транспортировки.

 

 

          2.2 Техника и технология добычи нефти и газа.

 

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.

 

В целях контроля за процессом разработки месторождения проектом предусмотрены виды и объем исследовательских работ в соответствии с утвержденным комплексом:

1. Определение дебитов  жидкости и устьевых давлений

2. Определение обводненности продукции

3. Определение газового фактора

4. Определение пластового давления

5. Определение забойного давления

6. Определение источников и интервалов  обводнения пластов

Кроме того, для целей контроля за выработкой пластов и залежей  рекомендовалось проведение геофизических  и гидродинамических исследований по контролю скважин, оборудованных глубинными насосами, обязательное выполнение геофизических исследований до и после проведения ремонтных работ в скважинах. 

Отделом ГИС и контроля за разработкой  проводятся исследования скважин, работающих ШГН. В результате выявлено 100% обводнение по 20 скважинам (№ 45,57, 90,91, 153, 245, 246, 115, 139, 148, 169, 177, 134, 135, 243, 221, 403, 312,174, 302), периодически работают 7 скважин (№ 413, 420, 423, 425, 428, 422, 68). 26 скважин работают с обводненностью от 45% до 98%. Обработка динамометрирования  ШГН показывает состояние,  производительность  глубинного насоса , состояние  штанг, влияние газа.

Исследования по замерам статических  и динамических уровней скважин  проведены по 36 скважинам, в результате чего определены  расчетным путем пластовое, забойное давления и давление на приеме насоса скважин. Замерен дебит газа  по 23 скважинам, в том числе в 16 скважинах, работающих фонтанным способом.

Для контроля работы механизированных скважин необходимо установить манометры для замера затрубного давления.

В результате  исследований основными  причинами низкой производительности механизированного фонда являются:

1. Влияние газа на работу насоса.
2. Малый приток (низкий динамический и статический уровни).

Для оценки общего энергетического  состояния залежи необходимо выполнить  исследования скважин по замеру пластового, забойного  давлений в фонтанных  и наблюдательных скважинах.

          В процессе эксплуатации скважин, эксплуатационная колонна и заколонное пространство подвергаются различным механическим и коррозионным воздействиям при соприкосновении с пластовыми и закачиваемыми водами. Это обуславливает необходимость периодического исследования технического состояния скважин.

Для проведения анализа  технического состояния эксплуатационного фонда и влияния различных факторов на работу глубинных насосов, был собран геолого-технологический промысловый материал по всему действующему глубиннонасосному фонду.

В проекте глубиннонасосные скважины рекомендовано оборудовать станками  качалками 7СК8-3,5-4000.  На месторождении скважины оборудованы  качалками шести типов: 11 скважин станками  качалками СК6, 18 скважин  СКД8,  5 скважин  ПШГН,  5 скважин  7СКД8, 3 скважин  СК8, 1 скважина  СК5, так как соответствует фактическим нагрузкам на головку балансира.  Глубинные насосы спускаются на НКТ 2,5" (73мм).

Проектом для скважин  работающих с дебитом 5-20 т/сут. предусмотрены  насосы типа НСВ1- 43, с дебитом от 25 до 35 т/сут  НСН-2-56. Фактически независимо  от намечаемого дебита  по жидкости  в семи  скважинах  спущены насосы диаметром 43 мм.

Колонна штанг, в основном, одноступенчатая  диаметром 22 мм (7/8") при глубине  спуска до 600 м и двухступенчатая 19 и 22 мм (3/4" и 7/8") при глубине  спуска ниже 600 м.

В проекте глубинные насосы рекомендовано спускать на глубину 1000-1200 м в зависимости от диаметра насоса. Фактическая глубина спуска насоса составляет 380-1026 м. В 28 скважинах насосы спущены с хвостиками длиной 300-480 м. При существующей глубине спуска хвостовика диаметр хвостовика не оказывает влияния на производительность глубиннонасосной установки.  При эксплуатации скважин ШГН максимально возможный дебит обеспечивают определенным сочетанием параметров эксплуатации оборудования  и  геологической  характеристики  скважины.   Подача  ШГН  при прочих  равных  условиях,  в основном,  зависит  от  его  диаметра.

Малый дебит скважины при небольших  диаметрах насоса связан с недостаточной  его подачей, а снижение дебита с  увеличением диаметра вызвано с  уменьшением глубины погружения насоса под динамический уровень и соответствующим уменьшением коэффициента подачи. В качестве оптимального выбирается диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит.

Для облегчения условий работы ШГН и снижения нагрузки на штанги следует стремиться к обеспечению заданной подачи насоса возможно меньшего диаметра. При последующем выборе параметров S и n предпочтительней идти на некоторое увеличение длины хода и сокращение числа ходов для  уменьшения динамических нагрузок для улучшения работы штанг и насоса. Согласно расчетам значения предельных глубин подвески насосов различных диаметров, на которых обеспечивается максимальная их производительность при различных длинах хода представлена.

 

 

         2.2.1. Анализ структуры фонда скважин и их дебитов, технологических показателей разработки.

 

Скважинными штанговыми насосными установками (ШГНУ) на месторождении оборудовано 25 скважин.

В настоящей работе проведен анализ работы глубиннонасосного оборудования по каждой отдельно взятой скважине.

Скважина 84 вступила в эксплуатацию 29.01.1981 году и в режиме фонтанирования работала с дебитом 2-3 м³/сут нефти без воды. 29.12.96г. переведена на СШНУ. В скважину спущен глубинный насос диаметром 43 мм на глубину 1000 метров.

Во время фонтанирования с 29.01.81 г. по 29.12.96 г. из скважины добыто 8756 тн нефти.

В    настоящее    время    скважина    простаивает    из-за    100% обводненности. Механизированным способом нарастающая добыча на 1.01.2008 г. составила 30% от всего объема добытой нефти по скважине. Тип качалки: СКД - 8 с режимом 4кач/мин, длина хода 2м.

Интервал перфорации: 2244-2248, 2252-2257, 2251-2253,

2256-2257.

Разрабатываемый горизонт: I₃ ^VIII  ₂

Скважина 57 вступила в эксплуатацию 12.03.1980 г. Прекратила фонтанирования 02.1984 г. при обводненности 10% и при этом дебит жидкости составил 4,5 т/сут, по нефти - 4,0 тн/сут.

Переведена на механизированный способ добычи нефти 12.96 г.

В настоящее время простаивает из-за 100% обводненности добываемой продукции.

Внутрискважинные глубинные оборудования демонтированы из-за необходимости проведения геофизических исследований.

Накопленная добыча по скважине на 1.01.2001 г. составила 46 326 тонн, в т.ч. механизированным способом 568 тонн или всего 1,23% от всего объема добытой нефти.