Материал: Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

2.4 Конструкция и оборудование скважин (необходимость данного раздела согласовывает с руководителем)

Настоящую работу проведем на примере месторождения ВК 3 ОАО «ТНК Нягань».

Систематическое ведение работ по гидродинамическим и термометрическим исследованиям паронагнетательных и добывающих скважин осуществлялась службами ОАО «ТНК Нягань» и разовые по заданиям отраслевыми специализированными организациями (НПО Союзтермнефть, Тюменским отделом ВНИИ и др.).

Порядок исследований и методика обработок результатов исследований отвечал требованиям «Методического руководства по применению комплекса гидротермодинамических, гидрохимических, физико-химических и промыслово-геофизических исследований для контроля за разработкой нефтяных месторождений при тепловых методах воздействия на пласт» (РД 39-0148290-201-85). Результаты гидродинамических исследований обрабатывались машинным способом по программам, составленным НГДУ «ВК 3». Весь фонд Ем-Ёгского месторождения механизирован. Имеется информация о 2373 исследованиях методами КПД, КВД, КПУ и КВУ на скважинах Ем-Ёгского месторождения за период с 1986 по 2005г., из которых 1230 признаны корректными. Количество исследованных скважин достигало свыше 200 в год (22% общего фонда скважин), в среднем составляя около 70 скважин/год. В 2004-2015г. объемы исследований скважин гидродинамическими методами сократились до 20 скважин в год.

Результаты интерпретации данных ГДИ по абалакскому ярусу приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Результаты гидродинамических исследований скважин Абалакского яруса

Начальное пластовое давление, приведенное к отметке ВНК составляло 12,5 МПа, начальная пластовая температура равнялась 28оС.

Как видно из приведенной таблицы, основная масса исследований по месторождению относится именно к абалакскому ярусу. Из 817 скважин, перебывавших в эксплуатации на абалакском ярусе, исследовано 574 скважины (70% фонда). Большая часть исследований выполнена на добывающем фонде. Из 161 нагнетательной скважины, принимавших участие в разработке яруса, данные исследований имеются только по 47. Всего выполнено 2107 исследований, из которых признаны кондиционными 1352. Среднее значение проницаемости удаленной зоны пласта по добывающим скважинам составило 127´10-3 мкм2, что существенно ниже проницаемости, определенной на керне. Возможно это объясняется некорректностью принятых при расчетах величин работающих толщин и вязкости водонефтяной смеси. Полученная по результатам исследований нагнетательных скважин средняя проницаемость составляет 101´10-3 мкм2. При более высоких, чем в добывающих скважинах, продуктивности и гидропроводности - проницаемость оказалась немного ниже.

Гистограммы проницаемости и продуктивности по результатам ГДИ скважин абалакского яруса приведены на рис.10. Почти 80% скважин по результатам ГДИ имеют проницаемость до 100´10-3 мкм2.

Рисунок 10 - Гистограммы проницаемости и продуктивности по результатам ГДИ для добывающих скважин абалакского яруса

Распределение средних проницаемостей по скважинам на площади яруса приведено в приложении 2. Можно отметить, что более высокие значения связаны в основном с центральной частью залежи. Но помимо того, что эти зоны имеют наибольшие нефтенасыщенные толщины, именно в центральную часть залежи было закачено основное количество теплоносителя.

В входе исследований и анализа были проанализированы несколько причин снижения проницаемости ПЗП характерных для Ем-Ёгского месторождения по выбранным скважинам.

Также основным источником информации для анализа являться «Технологический режим работы скважин по состоянию на ноябрь месяц» а также карта текущих подвижных запасов. В результате анализа фонда скважин были подобраны 7 скважин. Данные по скважинам приведены в таблице 10, а их проектирование показано на рисунке 11.

Таблица 10 - Скважины с явным снижением проницаемости

Для поддержания пластового давления на Ем-Ёгском месторождении осуществляется закачка подтоварной (пластовой) воды в нагнетательные скважины. На дату анализа действующий фонд нагнетательных (подтоварная вода) скважин составляет 59 скважин. Закачка пластовой воды в год составляет 2,094 мил.м³./7/. Для условий нефтяных пластов Ем-Ёгского месторождения в целях сохранения устойчивой приемистости нагнетательных скважин допустимое содержание в закачиваемой воде допускает содержание

механических примесей в (КВЧ) - не более 30-50 мг/л;

нефтепродуктов - не более 50 мг/л;

Но входе проведенного анализа проб сточной воды было выявлено, что на Ем-Ёгском месторождении содержание механических примесей в сточной воде (КВЧ) превышает допустимые значения (см таблицу 12).

Таблица 11 - Среднее значения плотности сточной воды.
Среднее содержание нефтепродуктов и КВЧ в сточной воде с КНС за 2014г.

Основной причиной превышение КВЧ в подтоварной закачиваемой воде является, то что технология подготовки нефти и подтоварной воды на УПН «ВК 3» Ем-Ёгского месторождение не позволяет качественно и целенаправленно подготавливать подтоварную воду. На сегодняшний день в технологии подготовки нефти не предусмотрена работа гидрофобных фильтров, подготовка осуществляется только в результате отстоя.

Помимо этого можно добавить, что существующая система очистки подтоварной воды на КНС-10 (кустовая насосная станция) также не позволяет снизить содержание механических примесей в закачиваемой воде.

Можно добавить, что начиная с 2013 года на Ем-Ёгском месторождении были осуществлены мероприятия по интенсификации добычи нефти а конкретно переводы скважин с одного способа добычи на другой (ШГН на ЭЦН). Всего было переведено 151 скважины. Все это привело к дополнительной добычи жидкости и как следствие увеличение объемов подготовки подтоварной воды на УПН «ВК 3». Из всего выше сказанного следует, что в отсутствии гидрофобных фильтров в сырьевых резервуаров и системы очистки на КНС жидкости установка подготовки нефти не справляется с отстоем большого объема добываемой жидкости и в следствии этого в нагнетательные скважины закачивается подтоварная вода с большим содержанием механических примесей. Закачка подтоварной воды для поддержания пластового давления осуществляется нагнетательными скважинами.

Каждая пачка характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделена от выше и нижележащих непроницаемыми глинистыми интервалами переменной толщины. На отдельных локальных участках эти глинистые прослои практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность подземного резервуара пласта ВК 3. Опробование пласта ВК 3 производилось в открытом стволе и в обсадной колонне. По основному фонду скважин не зависимо от даты их бурения, установлено единое положение ВНК для пластов абалакского яруса в интервале -996 ÷ (-1003м). Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что пласт содержит единую залежь нефти..

Из выше сказанного можно сделать вывод, что между нагнетательными и добывающими скважинами имеется гидродинамическая связь в следствии этого происходит перенос механических примесей и нефтепродуктов из закачиваемой воды нагнетательных скважин в добывающие. Подтверждению этому является, то что добывающие скважины обводняются закачиваемой подтоварной водой.

К такому же выводу пришли специалисты ЗАО «ТННЦ», представив данные о распределении плотности попутно добываемой воды в продукции скважин. При этом приняты следующие граничные значения показателей плотности: пластовая вода 1,14-1,18 г/см3; вода закачиваемая (подтоварная) - 1,00-1,09 г/см3. Среди обводненных скважин: 31% добывают преимущественно закачиваемую воду; 14% - обводнены смешанным типом воды и большая часть скважин - 55% добывают пластовую воду. Перемещение нагнетаемой воды на дальние расстояния по площади и разрезу пластов абалакского яруса подтверждено гидродинамическими, трассерными исследованиями.

В результате выше сказанного, можно сделать вывод ,что в результате загрязнения призабойной зоны нагнетательных скважин ,снижается объем закачиваемой воды, в следствии этого снижается пластовое давление в добывающих скважинах , которое негативно сказывается на продуктивность скважин

Одним из источников снижения гидродинамической связи пласта со скважиной в период эксплуатации скважины является загрязнение призабойной зоны пласта во время глушения, промывок, проведения технологий обработок ОПЗ скважин.

Способствующим процессу загрязнения пласта факторами являются: снижение пластового давления, обеспечивающее условие более глубокого проникновения в пласт механических примесей с жидкостью глушения; захват шламовых накоплений и продуктов коррозии с забоя скважины; частичная декольматация прифильтровой части пласта потоком закачиваемой жидкости и перенос кольматанта в глубь пласта; Кроме того, нарушение послойной структуры пластовых флюидов при глушении скважины влияет на изменение фильтрационной характеристики пород призабойной зоны.

В среднем на Ем-Ёгском месторождении глушению в процессе подземного ремонта подвергаются 288 скважин в год. Помимо глушения 180 скважин в год подвергаются различным промывкам химическими реагентами. Также хочу добавить, что на Ем-Ёгском месторождении методами ОПЗ подвергаются 15 скважин в год. В технологии выше перечисленных операций на Ем-Ёгском месторождении применяется жидкость используемая для закачки в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления.

В связи также как и при закачки подтоварной воды в призабойную зону добывающих скважин при выполнений этих операций (глушение ,промывки химическими реагентами, технологии ОПЗ) заноситься большое содержание механических примесей, что в конечном счете приводит к снижению проницаемости ПЗП

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Выбор и обоснование применения методов для увеличения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения

В результате выявленных основных причин снижения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения, в этой главе даны обоснования предлагаемых решений по каждой причине.

этап. Предлагается на УПН «ВК 3» в вести в технологию подготовки нефти и подтоварной воды гидрофобные фильтры

этап. Дополнительно внедрить на КНС-10 (кустовая насосная станция) установку гидроциклонной очистки воды для систем ППД.

Обоснование решения заключается в том, что при соблюдении технологии подготовки нефти с использованием гидрофобных фильтров приведет снижению КВЧ а дополнительная установка гидроциклонной очистки воды снизит содержание до предельно допустимого значения: механических примесей в закачиваемой воде - не более 30-50 мг/л;

Применения этих решений позволит стабилизировать снижения проницаемости ПЗП скважин Ем-Ёгского месторождения

этап. Провести метод динамического нефтекислотного разрыва карбонатных пород (Гидровиброфрак).

Обоснование метода заключается в том, что он конкретно применяется для карбонатных пород залегающие на глубинах до 1200-1500 м, кем являются и сложены пласты Ем-Ёгского месторождения (пласт ВК 3). Карбонатные пласты (известняки) характеризуются преимущественным горизонтальным напластованием и соответственно гораздо меньшей прочностью на разрыв по плоскости, чем по вертикали.

Это подтверждает и расслаивание нефтенасыщенных известняков при отборе керна. При таких глубинах горное давление составляет Р = 22- 23 МПа, поэтому при его превышении наиболее вероятно образование трещин вдоль напластования. Анализ результатов исследований (см.таблицу 12) процесса проведения технологии Гидровиброфрак показывает, что создаются трещины глубиной несколько десятков метров по радиусу, скин-фактор, как правило, становится отрицательным и кратно возрастает коэффициент продуктивности скважин.

Таблица 12 - Анализ результатов исследований технологии Гидровиброфрак