Материал: Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

Применяемые трехрядная и площадная система разработки не позволили вовлечь в активную разработку пласт АВ₁^(1+2а) “рябчик”.

Применяемые мероприятия по повышению коэффициента извлечения нефти из пласта АВ₁^(1+2а), такие как кислотные обработки призабойной зоны пласта, пороховой генератор давления, метод глубоких депрессий, дополнительная перфорация, закачка композиции ИХН в нагнетательные скважины, не дали эффекта.

Закачиваемая в пласт подтоварная вода низкого качества в связи с кратно повышенным содержанием количества взвешенных частиц. Следует сказать, что применяя обычные методы разработки месторождения и не используя новых методов увеличения нефтеотдачи пласта, невозможно задействовать все запасы пласта АВ₁^(1+2а) в активную разработку и достичь проектного коэффициента нефтеотдачи. Следовательно, применение современных методов интенсификации добычи нефти является требование времени и необходимым условием эффективности разработки.

3.3 Мероприятия по повышению нефтеотдачи объекта АВ1

Одной из распространенных технологий увеличения нефтеотдачи на Советском месторождении является гидравлический разрыв пласта. Но эффективность данного мероприятия вызывает споры. Всего объекте АВ1 за историю разработки было проведено 256 операций ГРП (без учета повторных).

К основным целям проведения операции ГРП можно отнести не только достижение высоких запускных дебитов, как результата проведения операции, но создание оптимальной геометрии (узкая и длинная трещина для низкопроницаемых и более широкая с меньшей полудлиной трещина для высокопроницаемых коллекторов) трещины и других ее параметров, способствующих обеспечению максимальной выработки запасов всего разреза. К осложнениям и ограничениям на параметры проведения операции ГРП на объекте АВ1 Советского месторождения оказывают риски прорыва трещины в нижние высокообводненные пропластки АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴ и, как следствие, снижение выработки запасов верхней низкопроницаемой нефтенасыщенной части разреза АВ1.

Для описания параметров и характеристик скважин, подвергнутых гидроразрыву, существуют несколько способов. Наиболее простой и известный вариант - описание динамики добычи нефти до и после операции, как временной функции [6]. Например, средние запускные параметры по результату проведения 48 ГРП 2012 г.: 93 м³/сут., 19 т/сут. и 74% воды. Средний прирост дебита нефти составил 16 т/сут. Но данная характеристика позволяет оценить только количественные изменения дебита скважин, без учета выработки запасов.

К основному и простому показателю эффективности необходимо отнести коэффициент продуктивности для псевдоустановившегося режима [7]. Достижение максимально возможного коэффициента продуктивности (в большинстве случаев) для псевдоустановившегося режима означает, что в трещине реализовано оптимальное размещение проппанта при определенной длине трещины и безразмерной ее проводимости - две основные переменные, определяющие коэффициент продуктивности скважины. Где безразмерная проводимость трещины - мера относительной скорости течения добываемой жидкости внутри трещины, в сравнении с притоком флюида из породы внутрь.

Параметры ГРП разных лет на объекте АВ1 представлены на рисунке 3.6. Для большеобъемных ГРП 2008 г. (40 - 100т) соответствуют большие значения числа проппанта 0,3 - 1,5, безразмерного коэффициента продуктивности и безразмерной проводимости трещины, средние значения высоты трещины лежат в диапазоне 32 - 50 м. Как правило, это скважины с трещиной, ушедшей в высокообводненные нижележащие пропластки. Для параметров малообъёмных ГРП (17 - 25т) 2012 г. Характерны значения безразмерного индекса продуктивности JD, равные 0,36 - 0,47, что сопоставимо с большеобъемными обработками, но позволяет ограничивать высоту трещины, влияющую на выработку запасов верхней части разреза (высота трещины составляет 16 - 28 м).

Рисунок 3.4 Параметры операции ГРП 2007 - 2012 гг. на объекте АВ1 Советского месторождения

Результаты проведения в 2012 г. Операций ГРП на скважинах объекта АВ1 и расчеты на ПДГТМ по выработке запасов (Рисунок 3.7) подтверждают целесообразность проведения малообъемных операций. [3] Но, даже закачивая небольшой объем проппанта в пласт, не исключается возможность увеличения притока высокообводненной жидкости к скважине. Планирование операции ГРП должно носить индивидуальный характер, включающий оценку геологических рисков по прорыву трещины в высокообводненные пропластки.

С целью улучшения работы преимущественно низкодебетных скважин проводились различные виды обработок призабойных зон (ОПЗ), к ним относятся кислотные обработки (ГКО, СКО), пороховой генератор давления (ПГДБК), метод глубоких депрессий (МГД) и дополнительная перфорация (ДП). Обычно применяется несколько видов (комплекс) обработок. Из анализа следует, что кратковременные (до 3 месяцев) увеличение дебитов после обработок изменяются в среднем с 47,7 до 86,0%. Согласно проведенным оценкам дополнительная добыча за годовой период в среднем 21,6 тыс. тонн. в расчете на одну обработку дополнительно добыто в среднем 317 тонн нефти.

Рисунок 3.5 Накопление парка ПДГТМ по месторождениям, находящихся в разработке.

Наиболее результативными явились методы ДП и ПГДБК, повышающие совершенство вскрытия. По объекту АВ1 месторождения проводились работы по закачки композиции ИХН в нагнетательные скважины, что способствовало увеличению их приемистости, следовательно, интенсификации отборов, а при вовлечении в работу низкопроницаемых прослоев повышаются охват и нефтеотдача объектов. Было отработано 10 нагнетательных скважин путем закачки в призабойную зону небольших объемов (11 - 35 м³) водных растворов композиции (ИХН). В пределах участка, где размещены эти скважины, отмечаются периоды увеличения их приемистости на 40 - 45% продолжительностью до 3 месяцев. Изучение динамики технологических показателей участка проводилась по 58 добывающим скважинам. При этом в результате анализа дебита нефти, жидкости, обводненности, добычи нефти улучшения этих показателей незамечено. Анализируя результаты мероприятий по повышению коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1 следует сказать, что имеющиеся положительные результаты были получены по относительно высокопроницаемым пропласткам А₁^(2б) и А₁^3-4. Что касается пропластка А₁^(1+2а), то изменений показателей процесса разработки не наблюдалось. [1]

Успешность всех этих операций оказалась невысокой, эффект кратковременный.

4. Технологическая часть

.1 Конструкция скважин, используемая на месторождении

На Советском месторождении строительство скважин осуществляется буровыми установками типа Бу - 75 БрЭ, Бу - 80 БрЭ, а в последнее время Бу - 2500 ЭХ.

Монтаж оборудования в эксплуатационном бурении производится кустовым методом, причем с одной кустовой площадки бурится 8 - 12 наклонно-направленых скважин.

Профиль ствола наклонно-направленных скважин включает в себя:

вертикальный участок от 0 до 180 - 250 м.;

участок набора зенитного угла 150 - 220 м.;

стабилизации наклонного ствола 900 - 1100 м.;

снижение зенитного угла 450 - 1200м.

Конструкция скважин, пробуренных нефтеразведочной организацией, включает в себя направление диаметром 325 - 508 мм. (спускалось в 20 скважин) на глубину 5 - 56 м., кондуктор диаметром 219 - 325 мм. на глубину 283 - 620 м. и эксплуатационную колонну диаметром 114 - 146 мм. до забоя (рисунок 4.1). Цемент за направлением поднимался до устья, за кондуктором на высоту 58 - 505 м от башмака. За эксплуатационной колонной цемент поднимался 100 - 150 м и выше кровли продуктивного пласта.

.2 Оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН

Установка УЦЭН (рисунок 4.2) включает:

1 Обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости.

2 Спускной клапан, служащий для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Рисунок 4.1 Конструкция скважин Советского месторождения

3 Металлический пояс, для крепления кабеля.

4 Насосно-компрессорные трубы.

5 Наземное электрооборудование-трансформаторная подстанция.

6 Бронированный электрокабель.

7 Погружной центробежный насос.

8 Погружной электродвигатель с гидрозащитой [8]

Рисунок 4.2 Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

.3 Оборудование скважины, эксплуатируемой УШГН

Из рисунков, приведенных ниже мы видим, что добыча нефти с помощью УЭЦН составляет- 76%, а добыча нефти с помощью ШГН- 24%. Отсюда получается, что добыча нефти с помощью УЭЦН превышает добычу нефти в 3 раза по отношению к ШГН.

Рисунок 4.3 Штанговая насосная установка

1- станок - качалка;

- сальник устьевой;

- колонна НКТ;

- колонна насосных штанг;

- вставной скважинный насос;

- невставной скважинный насос;

- опора

Рисунок 4.4 Добыча нефти по способам эксплуатации

4.4 Методика расчета МРП (межремонтного периода скважины)

Настоящая методика предназначена для расчета межремонтного периода работы скважин.

Межремонтным периодом работы скважин следует считать продолжительность времени в календарных сутках между двумя последовательными ремонтами.

. Расчет МРП производится за отчетные периоды: квартал, полугодия, девять месяцев, год.

2. МРП рассчитывается для всего пробуренного фонда скважин, отдельно по нефтяным, нагнетательным, газовым скважинам, а также для скважин с различными видами эксплуатации (ШГН, ЭЦН, ЭВН, газлифт, фонтан).

3. Расчет МРП производится по формуле:

МРП = Т/Ч,

где Т - календарное количество суток за расчетный период,

Ч - частота ремонта за расчетный период.

. Расчет частоты ремонта за расчетный период производится по формуле: Ч = Р/Ф,

где Р - количество ремонтов за расчетный период,

Ф - среднеарифметический фонд скважин на начало и конец расчетного периода

Ф = (Фн+Фк)/2

. В количество ремонтов за расчетный период включаются все ремонты, проведенные на фонде скважин за расчетный период, за исключением освоения скважин из бурения, ввода скважин из консервации.

. Ремонты, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, из одной категории в другую (например, нефтяные в нагнетательные, ШГН на ЭЦН), а также ремонты по консервации и ликвидации скважин относятся к предыдущему способу эксплуатации, к предыдущей категории.

7. При расчете частоте ремонта за расчетный период принимается следующий фонд скважин:

- для расчета МРП по всему фонду скважин - весь пробуренный фонд скважин за исключением осваиваемых и ожидающих освоения после бурения, ликвидированных и законсервированных скважин.

для расчета МРП по нефтяному фонду - весь эксплуатационный нефтяной фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения бурения.

для расчета МРП по видам эксплуатации нефтяного фонда - весь эксплуатационный нефтяной фонд с данным видом оборудования без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения.

для расчета МРП нагнетательного фонда - все нагнетательные скважины

для МРП газового фонда - весь эксплуатационный газовый фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения и законсервированных скважин.

Рисунок 4.5 Динамика межремонтного периода УЭЦН за 2005 год на Советском месторождении (в сутках)

Рисунок 4.6 Динамика межремонтного периода УЭЦН после ГРП по годам на Советском месторождении (в сутках)

Производство на скважинах работ по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) влечет за собой снижение межремонтного периода скважин (МРП). Это видно из рисунка 4.6 по сопоставлению с рисунком 4.5, где ГРП на скважинах не проводилось. Снижение МРП объясняется тем, что при проведении ГРП происходит большой вынос пропанта (рисунок 4.7), часть из которого попадает на прием насоса, что приводит к засорению рабочих органов насоса, заклиниванию насоса, перегоранию кабеля и выхода насоса из строя. С годами на скважинах, где был проведен ГРП, межремонтный период возрастает. Если в 2003 году он составлял 87 суток, то к 2005 году МРП возрос до 131 суток. Однако все еще не соответствующий гарантийному сроку (180 суток). Рост МРП объясняется тем, что в скважинах, где проводилось ГРП используют технологию тщательной промывки скважины гидровакуумными желонками. Применяют забойные двигатели для уничтожения плотной корки пропанта.

Для удаления песчаных пробок и извлечения пропанта привлекаются бригады ПРС.

Рисунок 4.7 Минералогический состав механических примесей по скважинам с ГРП

5. Техническая часть

.1 Глушение скважины

.1.1 Расстановка техники

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.

Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.

НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Рисунок 5.1 Схема расстановки спец. техники при глушении

5.1.2 Определение давления

Рисунок 5.2 Манометр

Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.

На манометре должна быть установлена контрольная стрелка, показывающая максимальное рабочее давление.

Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

5.1.3 Стравливание давления из скважины

Останавливается скважина.

На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

Рисунок 5.3 Стравливание давления скважины

Производится разрядка скважины открытием задвижки.

Проверяется исправность запорной арматуры.

Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении, указанном на штурвале (в основных случаях - в направлении против часовой стрелки)

.1.4 Сборка линий

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.

Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;

В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;

Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;

Ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;

Ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;

Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу применяются стальных шарнирных соединений высокого давления, соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.

Рисунок 5.4 Быстроразъемное соединение БРС

.1.5 Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность.

Закрывается задвижка на ФА;

Удаляется персонал из опасной зоны;

По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);