foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Разработка месторождения с применением физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

 В данном варианте дополнительно применяется комплекс физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, включающий потокоотклоняющие технологии в сочетании с технологиями по интенсификации добычи нефти (ОПЗ добывающих скважин кислотными композициями, нефтяными растворителями) и селективной изоляции водопритока.

Выбор методов увеличения нефтеотдачи для продуктивных пластов БС10, БС11 Ефремовского месторождения было проведен в разделе 3.5.1. Для условий данного продуктивного пласта подходят потокоотклоняющие технологии на основе ПАА, биополимера, ПГС «Темпоскрин», СЩВ, термогелеобразующих композиций (РВ-ЗП-1).

Для расчета технологических показателей эксплуатации прогнозный удельный технологический эффект от применения потокоотклоняющих технологий, определенный на основе результатов ретроспективного анализа, по пласту БС10 принимается равным 2,0 тыс. т дополнительно добытой нефти на скважино-обработку, по пласту БС11 - 2.5 тыс. т дополнительно добытой нефти на скважино-обработку.

Прогнозный удельный технологический эффект от применения технологии ОПЗ кислотными композициями и композициями на основе нефтяных растворителей принимается равным 0,5 тыс. т на скважино-обработку.

Прогнозный удельный технологический эффект от применения гидродинамических методов принят равным 0,2 тыс. т на скважино-обработку.

В таблицах П.3.5.4, П.3.5.5 приведены объемы внедрения, ожидаемая дополнительная добыча нефти и ориентировочные затраты по каждому из видов физико-химического воздействия по пластам. Применение физико-химических МУН предлагается осуществить на 204 нагнетательных скважинах пласта БС10 и 48 нагнетательных скважины пласта БС11, провести селективную изоляцию водопритока на 118 скважинах пласта БС10 и 44 скважинах пласта БС11 и 295 ОПЗ добывающих скважин кислотными агентами и Нефрасом. Дополнительно проводятся комплексные ОПЗ нагнетательных скважин (1-2 скважины в год). Кроме того, от 50 до 100 % фонда нагнетательных скважин вовлекается в гидродинамическое воздействие (циклическую закачку или нестационарное заводнение).

Суммарная ожидаемая дополнительная добыча нефти за счет применения МУН и интенсификации добычи нефти по пласту БС10 составит около 610 тыс. т (в том числе 76 тыс. т от гидродинамического воздействия), по пласту БС11 – 181 тыс. т (в том числе 41 тыс. т от гидродинамического воздействия). Затраты на применение технологий и объемы закачки растворов рассчитаны по фактическим данным на 1.01.2003 г.

Динамика объемов и дополнительной добычи нефти от проведения мероприятий по регулированию разработки для месторождения в целом и для эксплуатационных объектов представлена в разделе 4.

Таблица 9.2 - Мероприятия по регулированию разработки Ефремовского месторождения на проектный период

Мероприятие

Сроки проведения (годы)

Объем меро-приятия

Дополни-тельная добыча нефти, тыс.т

Доля в общей добыче за период, %

Регулирование (оптимизация) режимов работы добывающих скважин, дострел новых интервалов пласта

2004-2007

19

1133

15,3

Физико-химические  методы

2004-2032

252

400

5,4

Селективная изоляция

2004-2032

162

93

1,3

Обработка призабойной зоны добывающих скважин

2004-2032

295

140

1,9

Обработка призабойной зоны нагнетательных скважин

2004-2032

56

41

0,01

Зарезка бокового ствола (горизонтальный)

2005-20011

4

350

4,,7

Перевод скважин с других объектов

2005-2008

16

1411

19,0

Бурение горизонтальных добывающих скважин на Восточно-Ефремовской залежи

2010-2012

12

411

5,5

Разработка продуктивных пластов Ефремовскогоместорождения осуществляется механизированным способом. Имеются фонтанные скважины, эксплуатация которых проводится в периодическом режиме. Скважинное оборудование состоит из устьевой арматуры и подъемного лифта, составленного из НКТ 60 или 73 мм, в отдельных скважинах спущен комбинированный лифт диаметром 60 и 73 мм. Подъем продукции на дневную поверхность осуществляется погружными центробежными насосами отечественного производства и производства фирмы “REDA”. Из общего количества центробежных насосов наиболее широко распространен насос типа ЭЦН50 и ЭЦН60.

При замене насосов необходимо производить расчеты по подбору насосного оборудования как ЭЦН, так и ШГН. Для этой цели рекомендуется воспользоваться программными комплексами «Насос» (разработка Уфимского филиала «ЮганскНИПИнефть») или «WellFlo» фирмы «EPS» основанных на методе узлового анализа (Nodal Analysis, /69/). Подбор ШГН и компоновку лифта в скважине можно осуществлять только по программе «Насос». При использовании высоконапорных и высокодебитных насосов необходимо проведение расчетов по прочности лифта, который осуществлен в программном комплексе «Насос».

Анализ текущего состояния эксплуатации скважинного оборудования

Пласт Б10

Эксплуатационный фонд на пласт Б10 состоит из 125 добывающих скважин: 77 оборудованы отечественными ЭЦН и 9 насосами иностранного производства, 2 фонтанных скважин и 37 скважин находятся в бездействии (таблица 6.1.1).

Основные технологические показатели работы скважин и насосного оборудования приведены в таблице 6.1.1, распределение механизированного фонда представлено на рисунке 6.1.1. Глубины спуска установок ЭЦН составляют 1240 и 2520м, динамические уровни опускаются до отметок 255 и 2221 м. Производительность скважин меняется от 30 до 440 м­3/сут, а коэффициент подачи от 0,08 до 1,44. Для фонтанных скважин: глубины спуска составляют от 1033 до 2468, дебиты 30  м­3/сут.

Пласт Б11

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на пласт Б11 составляет 85 единиц (таблица 6.1.1). На 01.01.03 в работе находятся 57 скважин, 52 оборудованы установками ЭЦН, 2 из которых производства фирмы «Реда», и из 26 фонтанных скважин в работе находятся 5 скважин.

       Установки ЭЦН спущены до отметок от 1220 до 2420 м, динамические уровни меняются от 324 до 1325 м. Производительность насосов находится в пределах от 30 до 530 м3/сут с коэффициентом подачи от 0,08 до 1,5.

Бездействующий фонд

На 01.01.03 в целом по месторождению эксплуатационный фонд составляет 85 скважины, из них в бездействии находится 28 скважин и 2 остановлены в текущем месяце. Фонтанный фонд составляет 60 и фонд ЭЦН имеет 150 скважины. Процентное соотношение бездействующих скважин по способу эксплуатации отображено на рисунке 6.1.4.

Распределение скважин по состоянию на конец месяца отражено на рисунке 6.1.4 и по планируемым мероприятиям на рисунке 6.1.5.

Забойное давление

Забойное давление на скважинах составляет от 5,5 до 21,8 МПа и в предлагаемом варианте дальнейшей эксплуатации рекомендуется провести интенсификацию добычи путем снижения среднего забойного давления до проектных 5 МПа.

Для оценки резервов оптимизации удобно использовать отношение текущего забойного давления к давлению насыщения. Полученный безразмерный коэффициент позволяет оценить использование потенциала скважин в целом по месторождению. На рисунке 6.1.6 показано  распределение действующих скважин по данному коэффициенту. Очевидно, что технологический режим добычи большей части фонда (90 %) подлежит оптимизации путем снижения забойного давления. В это число не входят скважины с ограничением отбора из-за высокой обводненности (25 %). В части скважин (8 %) снижение забойного давления ограничено прочностью эксплуатационной колонны.

В таблице 6.1.5  приведены скважины для первоочередной оптимизации. Следует отметить, в скважинах с обсадной колонной 146 мм  могут использоваться отечественные насосы габарита 5А,  насосы  REDA габарита D или аналогичные. Выпускаемые насосы данного габарита имеют производительность не более 500 м3/сут, к тому же для более высоких дебитов пропускная способность насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 89 мм недостаточна, а применять НКТ большего диаметра (102, 114 мм) в скважинах с обсадной колонной 146 мм невозможно. Следовательно, суточный дебит данных скважин технологически ограничен значением 500 м3/сут.

При снижении давления необходимо провести анализ возможности длительной эксплуатации пласта.

По месторождению имеются скважины, работающие в периодическом режиме – 63% от всего количества (рисунок 6.1.5). Периодические отключения УЭЦН сильно снижают наработку на отказ, поэтому следует избегать периодического режима за счет использования менее производительных  насосных установок. Одним из возможных решений является использование частотных преобразователей для регулирования подачи насосной установки. Существенным ограничением применения частотных преобразователей является то, что серийные  погружные электродвигатели (ПЭД) работают в небольшом диапазоне оборотов: от 40 до 60 Гц (ТУ 3381-026-21945400-97). Другим, наиболее эффективным решением является использование вентильных двигателей, производство которых уже налажено отечественной промышленностью. Согласно ТУ 341471-004-39356121-01, вентильный двигатель типа КП ЭЦН ВД для погружных насосов обеспечивает регулирование частоты вращения в диапазоне от 500 до 3500 об/мин (от 8 до 60 Гц), что обеспечивает изменение подачи ЭЦН в широких пределах. Кроме того, за счет более высокого КПД у вентильных двигателей более низкие значения минимальной скорости охлаждающей жидкости (0,04 м/с), что упрощает их использование при малых дебитах.

Основные технологические показатели работы скважин и насосного оборудования приведены в целом по месторождению в таблице 6.1.2. При этом необходимо отметить, что в скважинах наблюдается высокий динамический уровень, и как следствие – высокое забойное давление. Исходя из этого, можно сделать следующее заключение: при снижении забойного давления от 1,5 до 2 раз путем применения более производительных и высоконапорных насосов можно добиться увеличения дебита скважин. Такое мероприятие рекомендуется проводить в первую очередь на скважинах с обводненностью менее 75 %, на которых это экономически выгодно.

Статистика



Яндекс.Метрика