Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности эксплуатации месторождений, разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть», находящихся на поздней стадии разработки 9
1.1. Анализ эксплуатации месторождений, разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть» 9
1.2. Краткий обзор осложнений в процессе добычи нефти 13
1.3. Особенности эксплуатации месторождений высоковязких нефтей 19
1.4. Критерии эффективности применения технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» 23
Выводы по главе 1 28
2. Технологии повышения эффективности эксплуатации скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» на поздней стадии разработки 29
2.1. Методы повышения межремонтного периода скважин месторождений на поздней стадии разработки .29
2.2. Механический метод изоляции прорывов газа и воды в добывающих скважинах месторождений нефти ОАО «Удмуртнефть» 37
2.3. Применение блокирующих составов при проведении технологических операций в скважинах с поглощением месторождений ОАО «Удмуртнефть» 44
Выводы по главе 2 .51
3. Технология одновременно-раздельной эксплуатации скважин как способ повышения эффективности разработки месторождений ОАО «Удмуртнефть» 53
3.1. Характеристики компоновок скважинного оборудования для реализации технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин .53
3.2. Примеры исполнения компоновок подземного оборудования при реализации технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов .56
3.3. Рекомендации по внедрению технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» 59
Выводы по главе 3 .63
4. Методы борьбы с осложнениями при добыче нефти на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» .65
4.1. Борьба со скважинными осложнениями при реализации технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти 65
4.2. Влияние обводнённости продукции скважин на осложняющие факторы добычи нефти 67
4.3. Обеспечение целостности штанговых колонн скважинных насосов 74
4.4. Метод санации трубопроводов для ликвидации последствий их коррозионного разрушения 82
Выводы по главе 4 .85
Основные выводы 87
Список сокращений 89
Библиографический список использованной литературы 91
Приложение .102
- Краткий обзор осложнений в процессе добычи нефти
- Механический метод изоляции прорывов газа и воды в добывающих скважинах месторождений нефти ОАО «Удмуртнефть»
- Примеры исполнения компоновок подземного оборудования при реализации технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов
- Влияние обводнённости продукции скважин на осложняющие факторы добычи нефти
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время основная часть месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», находится на заключительной, четвёртой, стадии разработки. Эксплуатируемый фонд скважин, как правило, имеет возраст от 20 до 40 лет. Средний дебит скважин по нефти составляет 4,8 т/сут, по жидкости 48 м3/сут, средняя обводнённость добываемой продукции порядка 90 %, средняя глубина скважин 1200 м. Большинство месторождений ОАО «Удмуртнефть» это многопластовые залежи, имеющие несколько объектов эксплуатации. На сегодняшний день основные объекты разработки обычно не достигают проектного коэффициента извлечения нефти (КИН), в связи с чем встаёт вопрос что должно быть осуществлено: эксплуатация низкорентабельных высокообводнённых скважин для достижения проектных показателей, изоляция основных объектов или переход на возвратные объекты разработки, бурение сетки скважин на возвратный объект.
Для решения указанных проблем нами предложена технология одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов добычи нефти (ОРЭиД). Для реализации технологии необходимо надёжное оборудование, удовлетворяющее требованиям, предъявляемым к одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.
В результате прогрессирующего обводнения добываемой продукции скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» изменяются не только гидродинамика пласта, но и условия подъёма жидкости на поверхность, промысловой перекачки и подготовки нефти. Возникают задачи вовлечения в разработку неработающих пластов. При этом, если в разрезе объекта разработки имеется несколько перфорированных пластов, а нагнетание воды осуществляется лишь в высокопроницаемые пласты, то малопроницаемые пласты остаются практически захороненными и не участвуют в разработке залежи нефти. Применение в нагнетательных скважинах предложенной нами технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти (ОРЗиД) позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые пласты.
Другим актуальным аспектом при эксплуатации скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» является увеличение коррозионной агрессивности добываемой продукции, выпадение осадков неорганических солей, отложений асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) на поверхности нефтепромыслового оборудования, образование трудно разрушаемых водонефтяных эмульсий в добываемой скважинной продукции. Все это существенно увеличивает затраты при добыче нефти, что особенно актуально на завершающих стадиях разработки месторождений, когда рентабельность скважин на пределе.
В этой связи необходим комплексный подход к оптимизации работы с фондом скважин и борьбе со скважинными осложнениями, который позволит вывести уровень межремонтного периода (МРП) эксплуатации скважин на максимальный, сократить эксплуатационные затраты, повысить эффективность эксплуатации низкорентабельных зон месторождений, находящихся на заключительных стадиях разработки.
Направленность исследований диссертационной работы на решение приведённых проблем и определяет её актуальность.
Цель работы повышение эффективности эксплуатации многопластовых месторождений нефти, находящихся на поздней стадии разработки, совершенствованием технологий добычи нефти и одновременно-раздельной эксплуатации скважин.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
- выявление критериев эффективности применения технологий одновременно-раздельной добычи нефти, их адаптация к условиям эксплуатации месторождений с высоковязкими нефтями и высоким газовым фактором;
- поиск методов повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин и борьбы со скважинными осложнениями, алгоритма выбора наиболее эффективной технологии;
- анализ эксплуатации компоновок скважинного оборудования при реализации технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти, выявление критериев их применения;
- исследование факторов, влияющих на эксплуатацию насосных штанг добывающих скважин;
- разработка рекомендаций по совершенствованию методов проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах месторождений ОАО «Удмуртнефть».
Методы решения поставленных задач
Поставленные в диссертационной работе задачи решались при помощи проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартных контрольно-измерительных приборов и применением современных методов математической статистики.
Научная новизна результатов работы
1. Разработана технологическая схема оборудования для применения технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти в одной скважине с коаксиальным расположением насосно-компрессорных труб (НКТ). Разработаны технологические и экономические критерии целесообразности применения технологии ОРЗиД на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», произведён расчёт геолого-технологической целесообразности применения технологии, учитывающей остаточные запасы нефти и стоимость внедрения технологии.
2. Разработан алгоритм выбора наиболее эффективных технологий борьбы с различными категориями осложнений скважин отложением асфальтосмолопарафиновых веществ, неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования, его коррозии, образованием стойких водонефтяных эмульсий для условий месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции, отличие которого заключается в применении новых способов и технологий освоения скважин, контроле процессов их вывода на плановые режимы работы, применении усовершенствованных конструкций скважинного оборудования.
На защиту выносятся:
- критерии эффективности применения технологий одновременно-раздельной добычи нефти на многопластовых залежах месторождений нефти и газа;
- алгоритм выбора методов борьбы со скважинными осложнениями осадками неорганических солей и АСПВ, коррозией (биокоррозией) нефтепромыслового оборудования;
- технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах;
- методы защиты насосных штанг от образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и коррозионного разрушения.
Практическая ценность результатов работы
1. Установлено, что при реализации технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти с коаксиальной схемой расположения НКТ в 50 скважинах, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», дополнительная добыча нефти может составить 73 тыс. т/год.
2. Реализация оптимального подхода к работе с фондом скважин позволила увеличить за 5 лет МРП эксплуатации скважин ОАО «Удмуртнефть» с 458 до 1070 сут, количество отказов сократилось на 1300 шт. в год, снижение потерь добычи нефти составило 15,6 тыс. т/год, что в материальном выражении составило 200 млн руб./год.
3. Показано, что при негерметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» изоляция газоводопроявлений механическими методами имеет более низкую стоимость по сравнению с традиционными методами проведения РИР (средняя стоимость традиционных РИР 600…900 тыс. руб., РИР с блокирующим оборудованием 400 тыс. руб.) и более высокую успешность. К преимуществам метода следует отнести и снижение времени простоя скважин при ремонте в среднем на 4…6 сут.
4. В результате испытаний и внедрения оборудования по технологии ОРЭ (по различным схемам) в ОАО «Удмуртнефть» установлено:
- средняя наработка оборудования на отказ составила 145 сут;
- средний прирост производительности на одну скважину от внедрения оборудования для технологии ОРЭ двух объектов за счёт подключения дополнительных пластов составил 17,4 т/сут;
- дополнительная добыча нефти составила 7,335 тыс. т;
- экономический эффект (NPV) составил 8,5 млн руб.;
- всего за период эффекта NPV составил 61,3 млн руб. (расчёт экономической эффективности произведён исходя из продолжительности эффекта по дополнительной добыче нефти за 3 года).
Применение компоновок для одновременно-раздельной добычи нефти позволило дополнительно добыть на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», в 2012 г. 200 тыс. т нефти.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на IV международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (Геленджик, 2009 г.), III ежегодной корпоративной конференции по обмену опытом по проектам «Системы новых технологий ОАО «НК «Роснефть»» (Бекосово, 2009 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе в 6 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получен патент на полезную модель.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 92 наименования, одного приложения. Работа изложена на 103 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков, 6 таблиц.
Краткий обзор осложнений в процессе добычи нефти
На месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», имеют место традиционные виды осложнений, сопутствующие процессам добычи нефти, коррозия нефтепромыслового оборудования, отложение на поверхности нефтепромыслового оборудования неорганических солей, асфальто-смолопарафиновых веществ. Ниже кратко представлены их особенности и методы борьбы с ними. Коррозия нефтепромыслового оборудования Проблемы борьбы с коррозионным разрушением нефтепромыслового оборудования рассматривали в своих работах многие исследователи, в частности Абдуллин И.Г., Андреюк Е.И., Астрова Ф.А., Асфандияров Ф.А., Байков Н.М., Билай В.И., Бочарников А.И., Бугай Д.Е., Герцог Э., Гетманский М.Д., Гоник А.А., Горичев И.Г., Гумеров А.Г., Гутман Э.М., Давыдов С.Н., Ефимов А.А., Коваль Э.З., Кузнецов С.И., Леонов В.В., Липович Р.Н., Маричев Ф.Н., Маркин А.Н., Митина А.П., Низамов К.Р., Рахманкулов Д.Л., Рождественский М.А., Розанова Е.П., Тетерина О.П., Фрумкин А.Н., Хазипов Р.Х., Хорошилов А.В., Худякова Л.П., Хуршудов А.Г., Booth J., Iverson W.P., Grego E., Parsons S.A., Starkey R., Wight K., Wright W. и другие. Дефекты нефтепромысловых трубопроводов
Основными дефектами нефтепромысловых трубопроводов, приводящими к авариям, связанным с их разгерметизацией, и разливу перекачиваемой продукции, являются дефекты металла, строительно-монтажные дефекты, эксплуатационные дефекты [25, 26]. Одним из основных видов коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов являются канавки в районе нижней образующей трубы [37, 68, 70].
Основной причиной канавочной коррозии является наличие в перекачиваемой продукции механических примесей, что приводит к возникновению макрогальванопар и развитию коррозионных процессов на внутренней поверхности труб. Развитие язвенных коррозионных дефектов происходит в два этапа. В начале на поверхности металла образуется продолговатый «каньон» длиной 20…30 см и глубиной до 3 мм. На втором этапе в середине «каньона» происходит образование свища диаметром 5…10 мм, при этом отмечается практически полное отсутствие продуктов коррозии на поверхности язвы или свища. Состав и структура продуктов коррозии зависят от рН, температуры и ионного состава перекачиваемой продукции [45, 51, 78]. В частности, на основании рентгенографических и электронно-микроскопических исследований осадков на поверхности углеродистой стали выявлено, что основу осадков, образующихся в приэлектродном слое, составляют сидерит (FeCO3), цементит (Fe3C) и изоморфная структуре сидерита фаза высокой симметрии.
Для трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД), помимо присутствия диоксида углерода, характерно наличие в перекачиваемой жидкости растворённого кислорода и сероводорода [22, 33, 64, 68, 71], существенно повышающих скорость коррозионных процессов. Наличие сероводорода обусловливается преимущественно биогенным происхождением, кислород же попадает в систему ППД в основном из системы подготовки воды [23]. Существенной причиной коррозии нефтепромысловых трубопроводов является совместное влияние технологических параметров перекачки добываемой продукции и химических факторов (наличие растворённых коррозионноагрессивных газов, минерализация добываемой продукции, её ионный состав) [4, 48]. Водонефтяная смесь, в зависимости от соотношения компонентов, может образовывать два типа эмульсии: «нефть в воде» (Н/В) или «вода в нефти» (В/Н). В эмульсии типа «нефть в воде» внешней фазой является коррозионноагрессивная попутно добываемая пластовая вода, что может вызывать интенсивную коррозию внутренней поверхности трубопровода. При перекачке эмульсии типа «вода в нефти» внешней фазой является нефть, которая является естественным ингибитором коррозии. При этом возможно расслоение водонефтяной эмульсии под действием сил гравитации с образованием водного слоя у нижней образующей трубы.
Негативное влияние на коррозию нефтепромысловых трубопроводов оказывает и наличие в перекачиваемых средах микрофлоры, в первую очередь, углеводородокисляющих [6], тионовых (сероокисляющих) [42, 64], сульфатвосстанавливающих бактерий [6, 30]. В настоящее время для защиты оборудования и нефтепромысловых коммуникаций от коррозии на месторождениях нефти, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», применяются комплексные мероприятия [48]: - коррозионноустойчивое глубинно-насосное оборудование и погружные электродвигатели; - на выкидных линиях, в нефтесборной системе и в системе ППД применяются футерованные трубы; - в скважины с помощью электрических и гравитационных дозаторов подаются комплексные реагенты ингибиторы коррозии-бактерициды. В частности, на Гремихинском месторождении на более чем 200 скважинах установлены дозаторы для подачи реагента СНПХ-1004. Отложение неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования Существенным негативным фактором, сопутствующим процессу добычи нефти, является отложение в призабойной зоне пласта добывающих скважин, на стенках эксплуатационных колонн, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти, осадков неорганических солей. Вопросам солеотложения посвящён широкий ряд работ, в частности Антипина Ю.В., Бабаляна Г.А., Валеева М.Д., Волобуева Г.П., Гарифуллина Ю.В., Гаттенбергера А.А., Дытюка В.А., Ибрагимова Л.Х., Кащавцева В.Е., Люшина С.Ф., Лялиной Л.Б., Маринина С.Н., Рагулина В.А., Сыртланова А.Ш. Основным источником солеотложения служит попутно добываемая вода [3, 8, 10, 12, 13, 43, 50, 52, 61, 62, 65, 86, 91].
Механический метод изоляции прорывов газа и воды в добывающих скважинах месторождений нефти ОАО «Удмуртнефть»
При разработке нефтяных месторождений с наличием газовой шапки нередко возникают проблемы, связанные с прорывом газа в скважину через нарушения в эксплуатационной колонне или зону перфорации по некачественному цементному кольцу. В таких условиях невозможно нормально эксплуатировать скважину. Ремонтно-изоляционные работы традиционными методами (с использованием цемента, композитных материалов) дорогостоящи, имеют низкую успешность или непродолжительный эффект. То же самое можно отнести и к прорывам воды по высокопроницаемым прослоям [4, 40].
На находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождениях повышается частота прорывов газа и воды через заколонные негерметичности, вызванные коррозией эксплуатационных колонн и разрушением заколонного цементного камня, в связи с чем эксплуатация таких скважин затруднена и нестабильна. Кроме того, при этом не реализуется потенциал добычи скважин, предприятия несут значительные потери по добыче нефти. При эксплуатации скважин, оборудованных СШНУ, газ, как правило, снижает коэффициент наполнения насоса, а при эксплуатации скважин ЭЦН избыток газа приводит к срыву подачи насосов, их постоянным отключениям вследствие недогрузки по добычи жидкости, и, как следствие, преждевременному отказу оборудования даже при наличии газосепараторов. Прорыв же воды в большинстве случаев приводит к нерентабельной эксплуатации скважин.
Поиск альтернативных технологий проведения РИР привёл к необходимости применения механических методов изоляции газа и воды, который успешно внедряется с 2006 г. в добывающих скважинах Чутырско-Киенгоп-ского месторождения ОАО «Удмуртнефть», крупнейшего месторождения, разрабатываемого с 1971 г. Основным объектом разработки является башкирский ярус, обеспечивающий 88,8 % общей добычи Киенгопской площади. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях имеются газовые шапки, содержащие в основном азот (рисунок 2.6). По неоднородности разреза в башкирском объекте можно выделить пласты А44 и А46, имеющие большую проницаемость, поэтому закачиваемая вода движется преимущественно по ним, что приводит к её преждевременному прорыву в добывающие скважины. Проблема эксплуатации скважин с прорывом газа на Чутырско-Киенгопском месторождении стоит с 2006 г., возникли осложнения в работе оборудования, газосепараторы не помогали, скважины выводили в бездействие из-за невозможности эксплуатации оборудования в условиях большого содержания газа. При общем фонде 375 скважин 134 (36 %) работали нестабильно, 34 были выведены из эксплуатации из-за невозможности работы насосного оборудования в результате прорыва газа из газовой шапки. Значительный объём РИР, выполненный традиционными методами, не дал ожидаемых результатов из-за низкой успешности операций и малой продолжительности эффекта.
Альтернативой существующим методам ремонтно-изоляционных работ является изоляция интервалов газоводопроявлений специальным блокирующим двухпакерным оборудованием (рисунок 2.7), которое позволяет быстро и надёжно отсекать нежелательные интервалы [80]. Данное оборудование производит Научно-производственная фирма «Пакер» (г. Октябрьский, Башкортостан).
Работы, проведённые на Киенгопском и других месторождениях, позволили сделать вывод о перспективности применения данного метода. При этом оборудование для изоляции негерметичных интервалов эксплуатационной колонны спускается на НКТ, нижний пакер устанавливается с упором на колонну, верхний с упором на нижний пакер. Пакеры соединены НКТ. Расстояние между ними может быть до 120 м. После посадки нижнего, а затем верхнего пакеров посадочное устройство отцепляется и поднимается. Пакеры выдерживают перепад давления до 35 МПа при температуре до 100 С. По состоянию на 01.08.2008 г. на Чутырско-Киенгопском месторождении данное оборудование, блокирующее прорыв газа, установлено в 29 скважинах, при этом в 26 из них были эффективно изолированы зоны негерметичности колонн.
Принципы подбора скважин и технология установки блокирующего оборудования включают в себя следующие этапы: - с помощью геофизических исследований определяется источник прорыва газа или воды; - определяется место посадки верхнего пакера. Так как эксплуатационные колонны довольно старые, необходимо установить расположение верхней зоны негерметичности, для этого пакер спускают с поинтервальной опрессовкой; - осуществляется скрепирование интервалов посадки пакеров для того, чтобы пакерная резина надёжно разобщала требуемые интервалы над и под пакером; - спускают и устанавливают блокирующее оборудование. Рекомендуется между пакерами перед их посадкой закачивать защитный состав между пакерами и эксплуатационной колонной для предотвращения коррозии НКТ; - на заключительном этапе обычным способом спускается ГНО, работающее независимо от блокирующего прорыв газа оборудования. Единственное ограничение при этом максимальная глубина спуска ГНО, низ которого должен находиться на расстоянии 30…50 м от посадочного устройства.
Применяемое блокирующее оборудование позволяет проводить «горячие» обработки скважин и другие технологические операции с ГНО. В качестве основных элементов блокирующего устройства применяются пакеры ПРО-ЯВЖ, ПРО-ЯМО-2, посадочное устройство ИПМ производства НПФ «Пакер». После установки блокирующего оборудования можно выполнять текущие ремонты скважин по замене оборудования или их переводу на другой способ эксплуатации без подъёма оборудования. Преимущества метода заключаются в следующем: - исключение многократных дорогостоящих РИР, проводимых традиционными методами (средняя стоимость РИР составляет около 600…900 тыс. руб., РИР с блокирующим оборудованием около 400 тыс. руб.); - надёжность изоляции зоны газопроявлений или требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны; - снижение забойного давления до целевого и реализация потенциала скважин по добыче нефти; - высокий процент успешности; - снижение времени простоя скважин из-за меньшей продолжительности ремонта (средняя продолжительность обычных РИР составляет около 14 сут, РИР с блокирующим оборудованием 4…6 сут).
Следует отметить, что если под нижний пакер на НКТ установить клапан от насоса НГН-57 или обратный клапан от УЭЦН, то он послужит клапаном-отсекателем, который будет предохранять продуктивные пласты от воздействия промывочных жидкостей или жидкостей глушения, что сохранит коллекторские свойства пласта в скважинах с низким пластовым давлением или поглощением. Компоновка данного оборудования представлена на рисунке 2.8. В перспективе планируется применение блокирующего оборудования в скважинах системы ППД для регулирования закачки по менее проницаемым прослоям (рисунок 2.9).
Как отмечено выше, эксплуатация скважин механизированным способом сопряжена с рядом осложнений: отложением АСПО, образованием устойчивых водонефтяных эмульсий, негерметичностью клапанов ШГН вследствие отложения на их поверхности АСПВ, оксидов железа. Действенным способом ликвидации подобных осложнений служат горячие промывки нефтью для удаления АСПО, промывки с деэмульгатором по удалению эмульсий. На ряде скважин, преимущественно с низким пластовым давлением и высокой приёмистостью пластов («скважины с поглощением»), циркуляция жидкости во время промывки отсутствует, что приводит к снижению эффективности технологических промывок [81, 83]. В настоящее время на более 40 % всего обрабатываемого фонда скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» при технологических промывах наблюдается поглощение жидкости. В частности, анализ причин отказов работы оборудования за 2008 г. на оборудованном ШГН фонде скважин Киенгопского месторождения, где проводились испытания, показал, что из 115 отказов около 39 % составляют отказы, связанные с работой клапанов ШГН (рисунок 2.11).
Примеры исполнения компоновок подземного оборудования при реализации технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов
Как отмечено выше, большинство месторождений, разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть», многопластовые, находящиеся в настоящее время на третьей и четвёртой стадиях разработки, характерными особенностями которых является высокий темп снижения базовой добычи нефти и обводнённости скважинной продукции. Как отмечено выше, основные объекты разработки ОАО «Удмуртнефть» обычно не достигают проектного КИН, в связи с чем встаёт вопрос что должно быть осуществлено: эксплуатация низкорентабельных высокообводнённых скважин для достижения проектных показателей, изоляция основных объектов и переход на возвратные объекты разработки, бурение сетки скважин на возвратный объект. Следует отметить, что при длительной эксплуатации скважин, при выработке определённого ресурса начинается разрушение эксплуатационных колонн, после чего необходимо либо проводить их капитальный ремонт с заменой эксплуатационной колонны, либо ликвидировать скважину [38].
Как показано во введении диссертационной работы, одним из решений проблемы является применение технологии одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов, позволяющей, в частности: - оставить в эксплуатации малопродуктивные скважины за счёт подключения других объектов; - раздельно производить учёт добычи нефти, добываемой из отдельных пластов; - сократить срок вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных горизонтов уплотнением сетки скважин; - эффективно проводить бурение новых скважин низкопродуктивных объектов; - сократить срок введения в разработку возвратных объектов добычи нефти. Для этого необходимо надёжное оборудование, удовлетворяющее требованиям к проведению технологии одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов, испытания которой было начато в ОАО «Удмуртнефть» с 2008 г. [82]. При проведении испытаний ставились следующие задачи: - исследование работоспособности схемы оборудования в условиях эксплуатации скважин; - соответствие схемы оборудования требованиям, предъявляемым для раздельной эксплуатации двух объектов; - оценка эффективности реализации технологий, применяемых для борьбы с осложнениями, сопутствующими процессу добычи нефти; - оценка эффективности раздельного учёта добываемой продукции отдельных пластов.
В течение 2008-2013 г. были проведены испытания семи различных схем оборудования: «ЭЦН ШГН с кожухом», «ЭЦН ШГН без кожуха», «ЭЦН с АПК «СПРУТ»», «ЭВН ШГН», «ШГН ШГН», «ЭЦН с гидроприводом», «ОРЗиД».
Одним из возможных вариантов реализации технологии ОРЗиД является применение двухрядной колонны НКТ в одной эксплуатационной колонне по одной колонне осуществляется добыча нефти, по другой закачка воды. Если скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, то диаметр спускаемых НКТ должен составлять 48 мм; при эксплуатационной колонне 168 мм допускается диаметр НКТ 60 мм. В обоих случаях необходимо снять фаску на муфтах НКТ. Разработанный ООО «СП-БАРС» вариант технологии ОРЗиД с двухрядным расположением НКТ приведён на рисунке 3.1. Однако для осуществления проекта требуется специальное устьевое оборудование, в настоящее время промышленностью серийно не выпускаемое. Кроме того, при этом осложняется процесс спуско-подьёмных операций, в частности, возникает необходимость обеспечения скважин превентором для герметизации их устья. При реализации схемы оборудования «однолифтный вариант ЭЦН ШГН» эксплуатируются два насоса: стандартные электроцентробежный и вставной штанговый глубинный насосы, работающие на отдельные объекты. Добыча нефти из нижнего объекта ведётся ЭЦН, из верхнего объекта разработки ШГН, колонна же НКТ общая. Добываемая продукция смешивается в НКТ выше штангового насоса и через устьевую арматуру подаётся в выкидную линию скважины. В 2008 г. на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» была начата эксплуатация трёх комплектов оборудования для ОРЭ по схеме «ЭЦН ШГН». В результате было установлено: - оборудование позволяет изолированно эксплуатировать два объекта разработки, причём для каждого объекта устанавливается необходимое забойное давление; - схема оборудования позволяет осуществлять раздельный отбор проб добываемой жидкости по каждому из объектов и контролировать необходимые при эксплуатации объекта параметры, определять дебиты жидкости и нефти по каждому объекту разработки, необходимое забойное давление; - схема «ЭЦН ШГН» позволяет проводить технологические обработки и закачку реагента через затрубное пространство скважин для очистки лифта НКТ, насосных штанг и ШГН от скважинных осложнений. В то же время при реализации данной схемы невозможна промывка ЭЦН; - в компоновке используется стандартное нефтепромысловое оборудование, что упрощает проведение обработок, обслуживание и ремонт скважин; - при реализации данной компоновки оборудования, средняя текущая наработка скважин «на отказ» достигает 200 сут; - средний прирост добычи нефти на одну скважину от внедрения оборудования технологии ОРЭ двух объектов за счёт подключения дополнительных пластов составил 17,4 т/сут; - дополнительная добыча нефти составила 7,335 тыс. т; - экономический эффект (NPV) составил 8,5 млн руб.; - всего за период эффекта NPV составил 61,3 млн руб. (расчёт экономической эффективности произведён исходя из продолжительности эффекта по дополнительной добыче нефти на 3 года). Испытание оборудования также позволило выявить узкие места данной компоновки ОРЭ и недостатки применяемого оборудования: - риск отказа компоновки, т.к. в одну скважину спущены две установки ЭЦН и ШГН; - недоработка ряда узлов компоновки не позволяет использовать стандартное заводское оборудование и повышает риск его отказов. В частности, используется нестандартный входной модуль ЭЦН, который состыковывается с высокогерметичным кожухом ПЭД, через который проходит кабельный удлинитель. Не полностью решены проблемы борьбы с осложнениями в процессе добычи нефти, в частности невозможность промывки и подачи реагентов на приём нижнего насоса ЭЦН.
Влияние обводнённости продукции скважин на осложняющие факторы добычи нефти
По уровню обводнённости скважины могут быть разделены на четыре группы: - с содержанием воды в продукции скважин до 40 %. Дисперсионная среда при этом нефть, дисперсная вода. В этом случае механическое перемешивание не создает аномально-вязких водонефтяных эмульсий. Эта группа относится к малообводнённому фонду скважин; - скважины с продукцией обводнённостью 40…75 %. При этом происходит инверсия фаз: эмульсия «вода в нефти» превращается в эмульсию «нефть в воде». При её механическом перемешивании создаются аномально высоковязкие эмульсии, обладающие структурообразующими и тиксотропными свойствами. Такие эмульсии разлагают подогревом, добавкой деэмульгаторов, воздействием электрических и магнитных полей; - продукция с обводнённостью 75…95 %. В этом случае водонефтяные эмульсии быстро разлагаются на нефть и воду с достаточно чётким разделом фаз. При этом вязкость жидкости невысокая и может быть ниже вязкости нефти. Эта группа высокообводнённый фонд; - скважины с обводнённостью продукции 95 % и выше. При этом вязкость жидкости близка к вязкости пластовой воды. Устойчивые эмульсии не образуются при перемешивании с любой интенсивностью, водонефтяные смеси быстро расслаиваются на нефть и воду. Следует отметить, при определении воды в добываемых водонефтяных эмульсиях могут быть значительные отклонения. Причины высокой погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводнённых скважин
В зависимости от способа эксплуатации скважин, величины газового фактора, структуры жидкости в НКТ могут иметь место значительные отклонения при определении содержания воды в добываемой жидкости при отборе проб на устье скважин. Различают три вида структуры потока в НКТ: пробковую, пузырьковую и стержневую.
Наиболее серьёзные ошибки при определении содержания воды в добываемой жидкости возникают при пробковой структуре потока, поскольку в подъёмных трубах создаются условия для разделения фаз нефти и воды. В частности, если при отборе проб скважинной продукции на устье оказалось начало пробки будет одно содержание воды, конец пробки жидкости другое. При измерении обводнённости продукции скважин важное значение имеют конструкция и способ установки пробозаборного устройства. В настоящее время на промыслах применяется четыре варианта устьевых пробозаборных устройств (рисунок 4.1). Данные конструкции пробозаборных устройств обеспечивают удовлетворительную достоверность результатов замеров в интервале обводнённости 0…75 %. При более высокой обводнённости продукции скважин указанные варианты пробоотборников дают погрешность до 10 % и более, независимо от того, есть многоточечный отбор (вариант 3) или нет. Причиной является то, что скорость течения жидкости обратно пропорциональна величине её вязкости. Вязкость воды в десятки раз меньше вязкости нефти, поэтому в ёмкости для отбора проб всегда больше воды, чем фактически в продукции скважины. Другая причина погрешности при определении содержания воды в скважинной продукции ошибки химико-аналитических лабораторий. Эта составляющая погрешности весьма мала и не превышает 1,5 %. Таким образом, основная погрешность измерения об-воднённости скважинной продукции возникает при отборе проб жидкости на устье скважин из-за несовершенства пробозаборных устройств и неравномерности структуры потока.
Одним из основных методов снижения погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводнённых скважин может служить применение диспергаторов жидкости на месте отбора проб (вариант 4, рисунок 4.1). В этом случае проба отбирается из турбулентного потока, где раздела фаз «нефть вода» не существует. Примером может служить скв. № 371 Гремихинского месторождения, где на устьевой обвязке установлен узел технологического контроля. На устье этой скважины можно отбирать пробу из обычных пробоотборника и диспергатора. При обводнённости продукции ниже 70 % разница во влагосодержании проб из обычного пробоотборника и диспергатора небольшая, а при обводнённости выше 70 % показатель содержания воды из пробоотборника на 4…10 % выше, чем из диспергатора.
Такие неточности недопустимы при высокой обводнённости продукции скважин, т.к. речь идёт о рентабельности их эксплуатации. Например, УЭЦН 5-160-1300 работает с дебитом по жидкости 150 м3/сут при обводнённости продукции, согласно отобранным пробам традиционным методом, 98 %. При уточнении результатов проб большеобъёмным методом обводнённость оказалась равной 93 %. В первом случае суточный дебит нефти равнялся бы 3 м3, во втором же случае 10,5 м3, что существенно влияет на оценку рентабельности эксплуатации скважин.
Как отмечено выше, в лифте скважин и пробозаборных устройствах на монифольде скважин происходит значительное искажение влагосодержания продукции скважин, в основном в сторону его увеличения. Для более точного измерения влагосодержания рекомендуется отбирать большеобьёмные пробы жидкости. Чтобы исключить или уменьшить влияние структуры потока жидкости в НКТ, обьём пробы предлагается отбирать в количестве не менее половины объёма НКТ. Следующим шагом определения обводнённости продукции скважин является измерение высоты налитой жидкости и высоты слоя нефти путём набора жидкости в стеклянную трубку или определение толщины слоя нефти с помощью водочувствительной ленты. Разделив высоту слоя нефти в стеклянной трубке на высоту набранной в ёмкость жидкости, определяется предварительный результат измерения содержания нефти в продукции скважины. Для более точного определения содержания воды отобранный слой нефти направляют в химическую аналитическую лабораторию для измерения остаточного содержания воды, результат которого сопоставляют с предварительным результатом. Большеобъёмный отбор проб применяется для уточнения влагосодержания продукции высокообводнённых скважин для принятия решения о рентабельности эксплуатации скважин с этого горизонта перед переводом скважины в бездействие или на другой горизонт.
Альтернативой большеобъёмному отбору проб является применение автоматических поточных приборов для измерения влагосодержания продукции скважин. Интегральный показатель влагомера за 8 ч полностью бы ликвидировал погрешность измерения содержания воды вследствие влияния структуры потока жидкости по трубе. Однако отечественная промышленность пока не выпускает влагомеры необходимой точности измерения для высокообводнённых сред.
Влияние содержания воды в продукции скважин на осложняющие факторы Интенсивность отложения АСПВ на стенках НКТ скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» в зависимости от обводнения продукции исследована, в основном, в промысловых условиях методом наблюдения отложений при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин, а также по результатам анализа частоты спуска скребков и горячих промывок скважин. Характер, глубина и интенсивность АСПО на начальной стадии эксплуатации скважин СШНУ и УЭЦН (до обводнённости продукции 15…20 %) значительных расхождений не имеют. Однако при обводнённости добываемой продукции 30…35 % интенсивность отложений в НКТ при эксплуатации УЭЦН резко снижается. В частности, такая зависимость установлена для Архангельского, Ельниковского, Киенгопского и некоторых других месторождений Удмуртии. Учитывая это, практически на всех месторождениях с различными свойствами нефти и газовым фактором можно предположить, что при достижении обводнённости 30…35 % в центробежных колёсах насосов образуется достаточное количество центров кристаллизации парафина, что снижает интенсивность его отложения на стенках НКТ. Следует отметить, что эту зависимость нарушает подача деэмульгаторов. Для СШНУ такая последовательность, как для УЭЦН, не наблюдается. В интервале максимальной вязкости жидкости (40…75 % обводнения) наблюдается снижение интенсивности отложения парафина, уменьшается и количество необходимых горячих обработок, в дальнейшем же интенсивность отложения парафина незначительно повышается.
