Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Проектные решения разработки. Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади. Свойства пластовых флюидов. Оборудование фонтанных скважин. Мероприятия по борьбе с солеотложениями.
Среди основных причин сложности выработки запасов можно выделить не только причины геологического характера (сложность геологического строения; изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора как по разрезу, так и по площади, низкая проницаемость коллекторов, высокая вязкость нефти в пластовых условиях и др.), но и целый ряд причин, связанных с энергетическим состоянием объекта разработки, свойствами насыщающих его флюидов и т.д. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами можно выделить в особую группу, т.к. до настоящего времени известные технологии выработки запасов и применяемая техника не позволяют достичь высокой эффективности их разработки. Понятно, что эффективность выработки запасов из объектов с низкопроницаемыми коллекторами должна рассматриваться с учетом неоднородности их фильтрационных характеристик. Актуальность решения проблемы повышения эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами обусловлена возрастающей долей запасов нефти, сосредоточенных в таких коллекторах. Низкая эффективность выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, а зачастую и полное их отключение из процесса дренирования, обусловлены, в первую очередь, несоответствием применяемых на различных этапах технологий специфическим особенностям низкопроницаемых коллекторов (например, в процессах вскрытия пластов, освоения скважин, заводнения, капитальных ремонтов и др.).Талинское месторождение Красноленинского свода - одно из крупнейших по запасам в Западной Сибири, характеризуется специфическими горно-геологическими условиями, значительно осложняющими процесс разработки. Бурением вскрыты отложения четвертичного, палеогенового, мелового, юрского возраста, а также доюрские образования, представленные главным образом сланцами, кварцитами и туфопесчаниками. В пределах Талинского месторождения выделено несколько крупных участков разработки (с севера на юг) - северный, первоочередной, центральный, район разведочной скважины 800, промежуточный и районы разведочных скважин 802 и 805 (рис. В начале 1998 года на Южно-Талинской площади (эксплуатационный объект (ЭО - ЮК-11), по блокам 53-55, вновь производилась регулировка режимов работы фонтанирующих скважин, путем увеличения диаметра регулирующих штуцеров в диапазоне 9-8 мм, и доведения депрессии на пласт до 6 МПА и одновременным переходом на механизированную добычу нефти 31.5% основного фонда скважин в конце года). В период с 1999 года по 07.2002 года производилась последовательная работа по переводу фонтанного фонда скважин на механизированную добычу (70,8% - в 2000 году; 85.1% - в 2001 году; 81.48% - в 2002 году), дальнейший рост объемов бурения - доведение основного фонда скважин с 19 до 27 единиц, регулирование штуцированием на выкиде фонтанных скважин до 6 мм в 2003 году (табл.1.1.)На Талинской и Южно-Талинской площадях разрез представлен наиболее полно. Разрез сложен в основном аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и песчаников, как по разрезу так и по площади. Литологически свита представлена глинами. Слагается серыми зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Люлинворская свита (эоцен) согласно залегает на породах талицкой, свита разделена на три подсвиты.Таким образом проведенный анализ свидетельствует о аномальных свойствах пластовых флюидов в условиях их залегания и о чрезвычайно сложном геологическом строение разрабатываемых объектов Талинского месторождения. пластовый скважина низкопроницаемый коллекторВ первую очередь в эксплуатационных скважинах в эксплуатацию вводились все проницаемые горизонты, выделенные в разрезе тюменской свиты. С 1983 года на Талинской площади в разработку введен только Шеркалинский горизонт. Эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке, расположенном на северо-западе залежи, основного эксплуатационного объекта ЮК10 на основании технологической схемы разработки, составленной СИБНИИНП, которая предусматривает (таблица 3.1): - выделение основного эксплуатационного объекта (пласты ЮК2 - ЮК11) В связи с этим СИБНИИНП была составлена новая технологическая схема на запасы Шеркалинской пачки - пласты ЮК10, ЮК11 (таблица 3.2 - 3.3): ? выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10, ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; Динамика проектных уровней добычи нефти и изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади демонстрируются в таблицах 3.4 - 3.5Бурение скважин в Красноленинском районе осуществлялось на основе проектов разработанных в «СИБНИИНП» в соответствии с ВСН-39-86 «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ», РД 39-014805 3-537-67 «Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ» и другими руководящими документами, перечень которых приведен в проектах, а также в соответствии с заданием на проектирование. 151, пласт ЮК10-11 Талинская СИБНИИНП, 1986 Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, гл
Вывод
Таким образом проведенный анализ свидетельствует о аномальных свойствах пластовых флюидов в условиях их залегания и о чрезвычайно сложном геологическом строение разрабатываемых объектов Талинского месторождения. пластовый скважина низкопроницаемый коллектор
* В технико-экономические расчеты были включены запасы южного участка в категории С1 С2, числящиеся на балансе ВГФ в количестве 93.8 млн.т.
Таблица 3.6 Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади на территории ЦДНГ №2
Месторождения (площади) Год ввода в экспл. План 2002 г. Факт 2002 г. ,- Балансовые запасы, тыс.т Начальные извлекаем. запасы, тыс.т Остаточные запасы тыс.т Текущий КИН Проект. КИН, утвержд. в ГКЗ Накопленная добыча нефти тыс.т. % отбора от НИЗ Кратность запасов Добыча нефти за 2002 г Закачка воды за 2002 г Экспл. Фонд Дающ. Фонд Нераб. Фонд % нераб. Фонда МРП ШГН МРП ЭЦН Дебит по жид-ти. т/сут Дебит по нефти. т/сут Обв. %
Фонд скважин ЦДНГ №2, оборудованных УЭЦН, на 01.01.2004 г составил 468 единиц, из которых в дающем фонде находилось - 331, в ожидании ремонта - 25, в бездействии - 112 скважин. Доля ЭЦН в общем фонде механизированных скважин составляет 67,2 %. За 2003г. добыча нефти с помощью УЭЦН составила 854421 тонн, жидкости 14273744 м3.
Основные показатели эксплуатации скважин приводятся в таблице 3.7.
Таблица 3.7 Основные показатели эксплуатации ЭЦН на Талинской площади в ЦДНГ №2
Показатель ЮК10 ЮК11 ЮК10-11
Дебит нефти, т/сут, min max средний 0,5 79,8 9,4 0,5 38,8 6,0 0,9 65,8 8,0
Дебит жидкости, м3/сут, min max средний 5 393 99,0 6 360 138,7 12 300 103,4
Обводненность продукции, % min max средний 6 99,5 79,9 15 99,0 92,6 6 99,0 82,8
Глубина спуска насоса, м Продолжение табл.3.7 min max средний 1400 2495 2010 1105 2643 1885 1106 2451 1942
Динамический уровень, м min max средний 0 1994 889 0 1779 779 0 1987 798
Забойное давление, атм min max средний 80 223 154 103 223 167 68 242 159
Затрубное давление, атм min max средний 4,1 41 12,4 4,1 28 11,7 5,8 23 11,7
Буферное давление, атм min max средний 6 35 13,4 6 34 12,8 6 26 12,5
Пластовое давление, атм min max средний 172 270 229 178 255 227 183 271 220
Депрессия на пласт, атм min max средний 75 155 75 5 137 60 18 132 61
Глубины спуска насосов изменяются от 1105 до 2643 м при среднем значении 1946 м. Динамические уровни в пределах от устья до 1994 м при средних значениях по пластам от 779 до 889 м. Средние дебиты жидкости по пластам ЮК10 и ЮК11 составляют от 99 до 138,7 м3/сут. Обводненность продукции пластам ЮК10 и ЮК11 колеблется в среднем от 79,9 до 92,6 %.
Пластовые давления в зоне отбора составляют 17,2-18,3 МПА при средних значениях близких к начальному 22,0-22,9 МПА.
В широком диапазоне изменяются по скважинам забойные давления от 6,8 до 24,2 МПА, при среднем 16,0 МПА; проектные давления для механизированных скважин 17.5-18.0 МПА.
В диаграмме 3.1 приведена структура действующего фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по типаразмерам на 01.01.2004г. и на 01.01.2003г. Характерно увеличение парка УЭЦН с большой производительностью ЭЦН 200, ЭЦН 250, ЭЦН 400.
Диаграмма 3.1 Структура действующего фонда УЭЦН по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.
Средний дебит УЭЦН составляет Q=100м3/сут., Qн =8,1т/сут. Таким образом, основным фондом являются УЭЦН 80 и УЭЦН 125.
В 2003 г в ЦДНГ №2 произошло 452 отказа, из которых 189 (41,8 %) преждевременных с наработкой менее 120 суток. В 2002г средний МРП по УЭЦН составил 286 суток, а в 2003г 283 суток. В таблице 3.8 представлена средняя наработка на отказ фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.
Таблица 3.8
В диаграмме 3.2 подробно представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года. Наблюдается увеличение действующего фонда скважин на 3.6% (12скв.) в сравнении с началом 2003 года.
Диаграмма 3.2 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года.
Структура отказов УЭЦН по узлам приведена в таблице 3.9
Таблица 3.9
За 2003год в ЦДНГ №2 произошло 16 полетов УЭЦН по следующим причинам: ? НКТ - 62,5 %;
? ЭЦН - 6,3 %;
? Газосепаратор- 31,2 %.
Наработка на отказ по УЭЦН на сегодняшний день характеризуется двумя показателями: ? Низкий уровень наработки;
? Снижение наработки на отказ.
Негативное воздействие на уровень наработки на отказ в целом по фонду УЭЦН оказывает эксплуатация УЭЦН в более жестких условиях: ? Заглубление
? Снижение ресурса узлов УЭЦН и кабеля изза более высокого температурного режима
? Повышение риска полета в следствие увеличения нагрузки на колонну НКТ (осевой и от вибрации УЭЦН)
? Повышение риска вибрационной опасности установки вследствие увеличения длины ЭЦН за счет дополнительных секций
? Солеотложения изза изменения термобарических условий при увеличении отбора жидкости из пласта
? Снижение притока в процессе эксплуатации
? Несоответствие производительности установки притоку из пласта (скважины из б/д)
? Вынос мех примесей (скважины ГРП)
В часто ремонтируемом фонде (ЧРФ) ЦДНГ №2 находятся 24 скважины. Как видим из диаграммы 3.2, большую часть ЧРФ 40% составляют скважины после оптимизации. На скважины подвергнутые ГРП приходится 26% ЧРФ. А также 17% скважин на коре выветривания (объект Pz). На скважинах, эксплуатируемых кору выветривания, производится штуцирование затрубного пространства и устья. При ПРС делают ГКО, долив нефти в процессе запуска, вывода на режим и эксплуатации. На диаграмме 3.3 приведена структура ЧРФ УЭЦН по видам ГТМ
Диаграмма 3.3 Структура ЧРФ УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)
Периодический фонд ЦДНГ №2 оборудованный УЭЦН на 01.01.2004г насчитывал 16 единиц, что составляет 4,5% от всего действующего фонда ЭЦН. Причиной периодического режима работы скважин в основном служит, как видно из диаграммы 3.4, нестабильная работа пласта скважин подвергнутых ГРП 37% и несоответствие типоразмера насоса и притока из пласта скважин выведенных из бездействия 31%.
Диаграмма 3.4
Структура периодического фонда УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)
Внедрение новой техники: На Талинской площади проводятся следующие работы по внедрению новой техники: С 1999 г применяли кабель теплостойкого исполнения («Камкабель», «Подольск кабель»), а также, в качестве удлинителя, теплостойкий кабель со свинцовой изоляцией фирм Борец. REDA, Centrlift. Это позволило снизить расслоение изоляции кабеля почти в 5 раз по сравнению с 1998 г.
Применение сростков кабеля с липкими пленками производства США сняло проблему отказов по снижению сопротивления изоляции в сростке кабеля. В 1997 г было 42 отказа по этой причине, в 1999 - только -2.
С марта 1999 г начали внедряться высоконапорные ступени в абразивостойком исполнении АО «Новомет» (Пермь), а с 2003г стали внедряться высоконапорные вихревые насосы 1ВННПИ-25, 2ВННПИ-59, 2ВННПИ-79 износостойкого исполнения (метод порошковой металлургии), имеющие большой рабочий диапазон.
С 2001 года, на базе ЦБПО ЭПУ, введен в эксплуатацию стенд тестирования узлов УЭЦН.
ПЭД испытывают на стенде «Naipottest» высоким напряжением, измеряют токи утечки, измеряют выбег ротора.
У ЭЦН определяют напор, мощность, вибрацию, производительность.
Кабель тестируют на сверхнизкой частоте 0,1 Гц, что позволяет выявить пробои изоляции в кабельных линиях не нагружая кабель высоким напряжением.
За 2003 год в ЦДНГ №2 ОАО «ТНК-Нягань» смонтировано 352 новых ЭЦН, 259 новых ПЭД , 279 новых гидрозащит и 308 новых кабельных муфт.
3.2.2 Анализ применения опыта эксплуатации УЭДН
На 1.01.2004 г в ЦДНГ №2 под УЭДН обустроено 3 скважины все находятся в бездействующем фонде. Причиной перевода в бездействие послужили низкий МРП до 100 суток и низкая продуктивность в следствии чего ремонтировать скважины с УЭДН стало не целесообразно.
Низкая наработка была следствием влияния высокого газового фактора, температуры, мех. примесей.
УЭДН применялись на скважинах с дебитами 5-20 м3/сут. По опыту эксплуатации ЭДН производства Ижевского электромеханического завода в различных нефтедобывающих предприятиях России с 1993 г МРП в Татарии, Башкирии, Удмуртии достигнут в среднем 336-439 суток, при максимальной наработке более 3 лет.
В Западной Сибири наибольший МРП был достигнут в Сургутском, Пуровском и Лангепасском районах и составил 436-480 суток.
3.2.3 Осложнения при эксплуатации ЭЦН
Анализ осложнений
В случае интенсивной добычи нефти, отсутствия закачки воды в пласт на некоторых участках залежи текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом. Это вызовет понижение границы разгазирования нефти и дополнительное охлаждение газонефтяного потока в средней части насосно-компрессорных труб, вследствие чего процесс парафиноотложения усиливается.
Процесс солеотложения представляет собой массовую кристаллизацию солей из перенасыщенных водных растворов в сложных гидро- и термодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов и других примесей, влияющих на кинетику кристаллизации и свойства осадков.
Выпадение осадков происходит в результате смешения разнотипных вод, заключенных в нефтяной залежи и закачиваемых в систему ППД.
В ряде случаев причиной отложения солей служит нарушение карбонатного равновесия вследствие изменения термобарических параметров. Интенсивность осадкообразования при этом увеличивается с повышением температуры и уменьшением давления. Более интенсивное отложение солей наблюдается в трубах малого диаметра (до 50 мм), в задвижках, клапанах, переходных патрубках, что обусловлено повышенной турбулизацией в этих местах газожидкостного потока. В скважинах, оборудованных ЭЦН, отложения солей обнаруживаются на сетке насоса, поверхности погружного электродвигателя, валах насоса, токоведущем кабеле.
В каждом конкретном случае причиной отложения солей может стать любой из перечисленных факторов или совокупность нескольких. Однако, некоторые из них будут вызывать временные осложнения в работе скважин в зависимости от периода их влияния, а изменение термобарических параметров является постоянной и наиболее превалирующей причиной выпадения осадка.
Мероприятия по предупреждению и борьбе с АСПО
Разработка месторождений ОАО «ТНК-Нягань» осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании. В ЦДГГ №2 непрерывно проводятся различные мероприятия по предупреждению и борьбе с данным осложнением. Это скребкование скважин скребками парашютными и скребками механическими, а так же обработка скважин горячей нефтью и горячей водой Количество скважин, подверженных парафиноотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 38 шт. это 11% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 40 скважин - 11,9%)
Структура скважин подвергнутых парафиноотложению представлена в диаграмме 3.5
Диаграмма 3.5
Процент охвата депарафинизацией скважин в ЦДНГ №2 представлен в диаграмме 3.6
Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями.
Другой вид осложнений, наблюдаемый при эксплуатации нефтепромыслового оборудования, является отложение солей. Отложения снижают производительность нефтепромыслового оборудования, приводят к авариям и простоям.
Основными причинами выпадения осадков из водной фазы являются несовместимость закачиваемых и пластовых вод и изменение термобарических параметров от забоя до устья скважин и далее по пути следования добываемой жидкости. Количество скважин, подверженных солеотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 61 шт. это 17.1% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 23 скважины - 6,9%)
В том числе: ? Защита закачкой ингибитора солеотложений ХПС - 15 скважин (20% осложненного фонда) - средняя наработка до - 58,6 суток, после обработки - 72 суток (текущая наработка)
Охват осложненного фонда составляет 43% (на 01.01.2003 года - 0 %)
Выводы
В целом, ЭЦН при текущих условиях эксплуатации (средняя обводненность более 90 %) обеспечивают проектные значения забойных давлений и отборы по жидкости. Имеет место рост действующего фонда скважин за счет ГТМ (ввод из бездействия) за 2003 год плюс 12 скважин.
Выполнение требований регламентов на подготовку скважин после ремонта, выводу на режим и эксплуатации оборудования, а также применение новой техники, в том числе импортных УЭЦН (например, фирмы REDA) позволит достигать МРП до 700 суток.
Рекомендации: ? С целью снижения отказов узлов УЭЦН по причине солеотложений
Эксплуатационный фонд ШГН в ЦДНГ №2 на 1.01.2004 г составлял 225 скважин, из которых 77 давали продукцию и 148 находились в простое и бездействии. Доля ШГН в общем механизированном фонде составляет 32,3 %. За 2003г. добыча нефти с помощью ШГН составила 85267 тонн, жидкости 202371 м3.Средний дебит по жидкости по ЮК10 5,2 м3/сут и по ЮК11 8,8 м3/сут.
Основные показатели эксплуатации ШГН приводятся в таблице 3.10
Таблица 3.10 Основные показатели эксплуатации ШГН в ЦДНГ №2 на Талинской площади
Показатель ЮК10 ЮК11 ЮК10-11
Дебит нефти, т/сут, min max средний 0,2 7,7 2,7 0,3 5,2 1,7 0,9 5,1 2,6
Дебит жидкости, м3/сут, min max средний 0,5 19 5,2 1 16 8,8 1,5 32 9,6
Обводненность продукции, % min max средний 2,5 90 34,2 6 96 63,5 5 93 42,8
Глубина спуска насоса, м min max средний 1098 1402 1253 1103 1302 1210 1090 1304 1227
Динамический уровень, м min max средний 185 1305 966 466 1149 846 648 1223 1016
Забойное давление, атм min max средний 123 227 160 150 182 166 137 208 161
Затрубное давление, атм min max средний 0,01 35 12 0,2 23 9,3 5,7 29 9,7
Буферное давление, атм min max средний 4 19 11 6 18,5 12 5 11 7,4
Пластовое давление, атм min max средний 195 255 225 197 227 213,5 195 260 224
Депрессия на пласт, атм min max средний 28 109 68,5 27 60 43,5 29 105 67
Обводненность продукции изменяется от 2,5 до 96 % при средней от 34,2 (пласт ЮК10) до 63,5 % (пласт ЮК11). Глубина спуска насосов от 1090 до 1402 м при средней 1230 м.
В широких пределах изменяется забойное давление от 12,3 до 22.7 МПА. Средние забойные давления по пластам близки к проектным (16-16,6 МПА).
Пластовые давления добывающих скважин изменяются в широком диапазоне от 19,5 до 26 МПА, при средних значениях по пластам близким к первоначальным. Пониженные пластовые давления в зоне отбора наблюдаются на 21.6 % скважин (от 19,5 до 20 МПА).
Средний межремонтный период по ШГН за 2003 год в ЦДНГ №2 составляет 232 суток, за 2002 год данный показатель составлял 272 суток, что является относительно низким показателем для данного оборудования. Так, например, в Татарии МРП достигает 600 суток, на Приобском месторождении (со сложными условиями эксплуатации) - 496 суток.
Наибольшее количество отказов ШГН приходится на не герметичность насосно-компрессорных труб, в следствии протертости их насосными штангами - 44% как правило при отсутствии центраторов на штангах, на втором месте по количеству отказов отсутствие подачи насоса - 42,5% в основном по износу насоса изза высокого газового фактора и большого содержания мех примесей в добываемой продукции.
Диаграмма 3.7 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.
В диаграмме 3.7 представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.
На сегодняшний день в целях повышения уровня наработки на отказ по УШГН проводятся следующие мероприятия: ? С целью снижения отказов по НКТ проводится: ? спуск компоновок штанг с центраторами (оснащено 51,9% фонда скважин);
? Для снижения отказов по ШГН проводится: ? С начала года осуществляется переход на применение отечественных ШГН с хромированным покрытием цилиндра;
? Внедрено 23 газовых и 8 газопесочных якорей.
? С целью снижения негативного воздействия парафино - гидратообразования
? на 1-ой скважине (в рамках опытно-промышленной эксплуатации) внедрен поднасосный дозатор ДИС -146 ;
? производятся промывки скважин тех.водой с добавлением МЛ-80 Ужесточен контроль за выбраковкой НКТ и штанг при проведении ПРС.
Внедрение новой техники: В 2003г. внедрено 29 высоконадежных импортных насосов “SBS’’ (Австрийского производства) и 3 насоса «Аксельсон-Кубань» (42% от всего дающего фонда ШГН) средний МРП на по данному оборудованию составляет 375 суток.
Выводы
ШГН при текущих условиях эксплуатации обеспечивают достижение проектных забойных давлений. МРП достигает 232 суток. Имеет место наличие большого бездействующего фонда 144 скважины. Заметна тенденция к снижению фонда (за 2003 год минус 24 скважины) в основном скважины выведены в бездействие по не рентабельности с дебитом менее одной тонны в сутки.
Рекомендации: Применение в дальнейшем новых видов оборудования (газопесочных фильтров, штанг с центраторами, штанговращателей, шламоулавителей и др.) и своевременная замена отработавшего свой срок службы оборудования позволят достичь МРП до 500 суток.
Опыт эксплуатации ШГН в других регионах показывает, что при соблюдении перечисленных условий представляется реальным увеличение МРП с 232 до 500 суток.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
