double arrow

Особенности геологического строения и эксплуатация

Залежь нефти пластов АС4-8 Федоровского месторождения представляет собой нефтя­ную оторочку толщиной до 6 м, заключен­ную между газовой шапкой (до 10 м) и под­стилающей водой (до 14 м). Скважинами вскрываются все геологические типы залежи от чисто нефтяной до контактной газо-, нефте-, водонасыщенной с промежуточными ти­пами, имеющими и не имеющими между со­бой непроницаемые прослои различной толщины.

Разработка месторождения ведется в соответствии с технологической схемой разработки Фёдоровского месторождения, в которой предусмотрены мероприятия по максимальному извлечению углеводородов из недр и предотвращению их безвозвратных потерь, как в недрах, так и на поверхности.

Для достижения этой цели эксплуатация месторождения ведется через герметичные стволы и устья скважин. Контроль над качеством изоляции пластов осуществляется методами промысловой геофизики (акустический каротаж, термометрия) в каждой скважине независимо от ее назначения. С целью изоляции верхних водоносных горизонтов подъем цементного раствора за кондуктором проводится до устья.

Сбор нефти и газа осуществляется по герметизированной напорной системе с однотрубным сбором продукции и трехступенчатой сепарацией нефти. Попутный газ используется в качестве сырья Сургутским газоперерабатывающим заводом.

Борьба с коррозией промыслового оборудования в процессе эксплуатации месторождения ведется применением ингибиторов коррозии типа “Север-1”. Это существенно сокращает прорывы скважинных труб нефтепроводов и водоводов от агрессивного воздействия жидкости.




Применение новых химреагентов в буровых растворах существенно сокращает содержание нефти в них (до 50%). Утилизацию отработанного бурового раствора необходимо производить закачкой в ранее пробуренные скважины. При освоении скважин, капитальном и подземном ремонте буровой раствор откачивается в нефтесбросный коллектор или в специальные емкости с последующей откачкой в коллектор. Аварийно-осложненный фонд скважин ремонтируется своевременно согласно план-графика. Качество герметизации резьбовых соединений улучшается путем применения специальных герметизирующих резьбовых соединений.

ГС в основном бурились с забоями откры­того типа. В горизонтальный ствол скважины (ГСС) спускалась 146-мм эксплуатационная колонна (хвостовик) с 4-5 фильтрами типа ФГС-146, которые в отдельных скважинах ра­зобщались пакерами. Цементирование хво­стовиков не проводилось. Данная конструк­ция позволяет снизить стоимость строитель­ства скважин, максимально сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта, но практически исключает управление режи­мами работы пласта по длине ГСС, проведе­ние направленных ремонтно-изоляционных работ (РИР) и обработок призабойных зон (ОПЗ). При закрытом типе забоя хвостовик ГСС цементируется полностью и перфориру­ется с плотностью 2-4 отв/м. Средний дебит скважин с открытым забоем выше дебита скважин с закрытым забоем на 32%. Однако скважины с цементированным и выборочно перфорированным ГГС можно эксплуатиро­вать при более высоких рабочих депрессиях, проводить направленные РИР, т.е. увеличить дебиты нефти при пониженных отборах га­за и воды.



На 01.10.2000 г. построено и эксплуатиру­ется 296 ГС. Средний дебит нефти составляет 29,7 т/сут, жидкости - 108 м3/сут, газосодер­жание изменяется от 6 до 14,1 тыс. м33.

Сравнительный анализ показателей экс­плуатации ГС и вертикальных скважин (ВС) залежи АС4-8 выявил следующее: коэффи­циент продуктивности ГС в 2 раза, а дебит нефти в 2,5 раза выше при практически рав­ных дебитах жидкости. Отмечается тенден­ция к снижению стоимости строительства ГС по отношению к ВС (в 1998 г. - в 2,1 раза, в 1999 г. - в 1,8 раза).

Первые ГС были введены в эксплуатацию при отсутствии методики обоснования режи­мов и технологии эксплуатации, опыта упра­вления, ремонта и обслуживания. Без реше­ния данных проблем, особенно для ГС с про­рывами газа, невозможно было приступить к промышленной реализации проектных ре­шений по разработке газонефтяной залежи. Точно обосновать режим работы вводимых из бурения ГС практически невозможно из-за сложности строения газоводонефтяной залежи, неопределенности проводки и стро­ительства скважин, низкой разрешающей способности применяемых геофизических и промысловых методов исследования сква­жин и пластов.

С начала разработки залежи принята един­ственно возможная на данном этапе техно­логия обоснования режимов эксплуатации ГС, которую планируется развивать, - это дли­тельные испытания скважины в процессе ввода из бурения. Ввод в эксплуатацию недоисследованных скважин ведет к недобору нефти или преждевременному прорыву газа и воды в ствол с потерей скважины.

При испытаниях вводимая из бурения скважина оборудуется до ГСС подъемником из 73-мм НКТ. В него спускается гибкая труба с встроенным кабелем глубинного маномет­ра. Вызов притока осуществляется заменой жидкости в скважине на легкую нефть с пол­ной промывкой ГСС. Дебит нефти, жидкости и газа замеряется передвижной установкой массового определения типа АСМА-Т, давле­ние на забое в процессе освоения контроли­руется глубинным дистанционным маномет­ром с передачей информации по кабелю.

Спуск УЭЦН в горизонтальную скважину при вводе из бурения не позволяет испытать ее в широких диапазонах депрессий и деби­тов без глушения и смены типоразмеров на­сосных установок. Предложена технология испытания скважин УЭЦН с термоманомет­рической системой и питанием ПЭД от пере­движной тиристорной установки, обеспечи­вающей частоту тока питания ПЭД от 30 до 80 Гц. Перспективным в этом плане является применение насосов типа ЭЦНА 5-45 «Ана­конда» АО «АЛНАС» с диапазоном подачи ра­бочей зоны от 10 до 70 м3/сут.

При вводе из бурения ГС сложнопостроенной залежи наблюдаются три ситуации, от которых зависит технология эксплуатации скважины:

• ГСС вскрыта чисто нефтяная толща пла­ста, отделенная непроницаемыми толщами от газа и воды;

• ГСС вскрыта нефтенасыщенная продук­тивная толща пласта, где нефть частично или полностью контактирует с газом или водой; вторичным вскрытием пласта в скважине и ограничением режима эксплуатации предупреждается интенсивный прорыв газа и воды из пласта в ГСС;

• частично ГСС вскрыта газонасыщенная (водонасыщенная) или переходная газонефтенасыщенная толща пласта.

При качественном строительстве и поддержании расчетных депрессий на пласт в первой ситуации ГС работают без прорывного газа. При введении ограничения на депрессию (предупреждение разрушения непроницаемых прослоев между газо-, водо-, нефтенасыщенными толщами пласта, перетока газа за пакером ПДМ-146 и др.) в скважине поддерживаются высокие забойные давления (динамические уровни). При низкой обводненности и высоких забойных давлениях в ГС обеспечивается проектный дебит на фонтанном режиме без прорывов газа. По мере обводнения ГС переводится на эксплуатацию УЭЦН. При газосодержании Г<80-120 м33 УЭЦН работают в устойчивом режиме.

Во второй ситуации практически всегда в процессе эксплуатации ГС происходит спонтанный прорыв газа из газовой шапки в ГСС. В зависимости от суммарного газосодержания и других параметров скважина эксплуатируется в фонтанном или насосном режиме. При увеличении газосодержания более 80-120 м33 ГС переходят на устойчивый фонтанный режим, а при газосодержании более 650-750 м33 - на режим работы газовых скважин с давлением на устье более 13 МПа. Как правило, скважины с аномальными дебитами газа останавливают на длительное бездействие или консервацию. Эффективные зарубежные и отечественные технологии изоляции прорывного газа в ГС с открытым забоем отсутствуют. Только при подъеме ВНК и ГНК в процессе разработки месторождения скважина может быть вновь введена в эксплуатацию в режиме добывающей.

В третьей ситуации, связанной с прорывом газа, осложнения сопровождают эксплуатацию ГС с начала ее ввода в работу. Если вход ГСС в газонефтяную или переходную толщу пласта произошел на забое, то скважина восстанавливается установкой моста для отключения «аварийной» части ГСС.

На 01.10.2000 г. 95% ГС оборудовано УЭЦН.

Подача насосов изменяется от 50 до 400 м3/сут. Установки спускаются в вертикальный ствол на глубину 1100-1400 м при средней глубине ВНК, равной 1850 м. Глубина спуска определяется условиями глушения и исследования ГС. Для обеспечения высоких проектных забойных давлений достаточно спускать в скважину одну секцию насоса напором 600-800 м.

Ниже насоса устанавливается устройство, предупреждающее «уход» при обрыве насосного агрегата в ГСС. На Федоровском месторождении эту функцию выполняет клапан-отсекатель. Устья ГС оборудуются арматурой типа АФКЭ 65x21 ХЛ с дублирующими задвижками и угловыми регулируемыми дросселями типа ДР. Применяемые отечественные и импортные насосы имеют обычные и износостойкие исполнения. Газ из затрубного пространства скважин (ЗПС) через обратный клапан сбрасывается в манифольд.

При поступлении прорвавшегося газа в скважину снижается плотность газонефтяной смеси в колонне НКТ, следовательно, снижается развиваемый насосом напор. Автоматическая система электрозащиты станции управления отключает насосный агрегат. При несовершенной защите возникает неустойчивое с переходом на непрерывное фонтанирование скважины по ЗПС. Во избежание запарафинивания ЗПС на фонтанной арматуре закрывается затрубная задвижка. Скважина начинает переливать, затем устойчиво фонтанировать через насос по колонне НКТ. Как правило, фонтанирование через насос происходит при газосодержании перекачиваемой жидкости более 80 м33 в зависимости от режима ее эксплуатации (дебита, давления на забое, обводненности и др.).

Испытаниями было доказано, что в этой ситуации не следует «бороться» с газом, применяя газосепараторы, а необходимо более эффективно использовать его энергию для безнасосного подъема жидкости. Для снижения износа ЭЦН в скважинах, где прогнозируется прорыв газа, выше насоса устанавливается специальный клапан. В период фонтанирования через клапан жидкость, минуя ЭЦН, поступает в НКТ. В режиме насос - фонтан работает 19,5% скважин. Как правило, данная категория скважин на устойчивом фонтанном режиме длительно работать не может. Период фонтанирования длится от нескольких дней до нескольких месяцев. При отсутствии насоса в скважине для ее возвращения на фонтанный режим потребовалось бы периодически ее осваивать с привлечением спецтехники (агрегатов свабирования, бустерных установок и др.) С запретом Госгортехнадзора на применение компримированного воздуха для освоения нефтяных скважин промысловики лишились оперативной недорогой технологии вывода ГС на фонтанный режим. Для оперативного периодического вывода на фонтанный режим отрабатываются технологии освоения влажным воздухом с применением устьевых эжекторов, излива в емкость с последующей откачкой жидкости в коллектор и др. Пока в ГС, работающих в режиме насос - фонтан, эту функцию выполняет УЭЦН. При возобновлении фонтанирования насос отключается. Разработан и введен в действие нормативно-технический документ «Технология эксплуатации УЭЦНами скважин газонефтяной залежи АС4-8 Федоровского месторождения».

Исследование режимов эксплуатации фонтанных вертикальных и горизонтальных скважин с прорывами газа показало, что ГС начинают устойчиво фонтанировать при большем и прекращают устойчиво фонтанировать при меньшем, чем ВС, газосодержании. Естественно, закономерности движения газожидкостной смеси (ГЖС) в вертикальном участке скважины практически не отличаются от закономерностей движения в подъемниках вертикальных скважин. Следовательно, указанные отклонения связаны с движением газожидкостной смеси в ГСС.

Поступление свободного газа из пласта в ГСС образует раздельную структуру движения ГЖС. Газ движется по верхней образующей ГСС со скоростью, превышающей скорость движения жидкости. Таким образом, в вертикальный подъемник горизонтальной скважины уже с забоя ГЖС поступает с высокой относительной скоростью газа и жидкости [4].







Сейчас читают про: