Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

7

12

2.0 - 3.8

2.8

Суммарное газосодержание, м3/т

7

12

46 - 63

50

Объёмный коэффициент при

 

 

 

 

дифференциальном разгазировании

 

 

в рабочих условиях, доли ед.

7

12

1.086 - 1.120

1.096

Плотность сепарированной нефти, кг/м3

7

12

860 - 871

866

Пластовая вода

 

 

 

 

Газосодержание, м3/т

6

6

2.82 - 2.88

2.85

- в т.ч. сероводорода, м3/т

 

 

-

-

Объёмный коэффициент, доли ед.

6

6

1.027 - 1.027

1.027

Общая минерализация, г/дм3

6

6

27.19 - 31.87

29.19

Плотность, кг/м3:

- в стандартных условиях после разгазирования

6

6

1018 - 1022

1020

- в условиях пласта

6

6

990 - 994

992

Химический анализ пластовых и подтоварных вод Ново-Покурского месторождения на стадии разведки, эксплуатационного бурения и в процессе разработки проводился службами СибНИИНП, Тюменской центральной лаборатории и ООО «Геохим». Наблюдается значительное колебание минерализации отобранных проб воды, содержания ионов Са2+ от 160 до 6493 мг/дм3, ионов Мg2+ от 6.08 до 498мг/дм3.

Для оценки качества отобранных проб воды проведён анализ базы данных по составу вод месторождений Западной Сибири. По имеющимся данным относительно высокое содержание ионов Мg2+ отмечено только по пласту АВ4-5 Самотлорского месторождения, отличающегося аномальной для месторождения плотностью разгазированной нефти, пониженным газосодержанием. Большинство проб воды Ново-Покурского месторождения пластов ЮВ имеют повышенное, более 100 мг/дм3 содержание ионов Мg2+. Более 100мг/дм3 ионов Mg2+ содержится и в сеноманской воде Ново-Покурского месторождения.

Это позволяет отбраковать данные с пониженным содержанием ионов Мg2+, а именно по скважинам 223 от 11.04.2000 г, 241, 243, 1148 пласта ЮВ11, и 130. от 25.05.98г, 224 пласта ЮВ12.

Анализ базы данных позволяет сделать заключение, что отношение содержания ионов (Na++K+) к ионам Cl- больше 0.95 для всех месторождений с нефтями, типа Ново-Покурской, включая пласт АВ4-5 Самотлорского месторождения.

Использование данного критерия позволяет дополнительно отбраковать данные по составу вод по скважинам 83, 132, 134, 158, 181, 189 и 240 пласта ЮВ12, по скважинам 177, 272 пласта ЮВ11 и по скважине 108 пласта ЮВ11-2. Правильность отбраковки подтверждается данными о наличии или отсутствию закачки воды по площади залежи в период отбора проб воды по скважинам.

По пласту Ач по приведенным критериям признана качественной проба воды из скважины 246 Ново-Покурского месторождения. Остальные пробы воды отбракованы. Признаны некачественными и данные по воде Киняминского месторождения, отобранные при испытании скважин ачимовского горизонта.

Пласт Ач представлен водой скважины 246, отобранной в 1989 году. Вода пласта по классификации В.А. Сулина, относится к хлоркальциевому типу. Минерализация составляет 17.8 г/дм3, общая жесткость - 36.50 мг-экв/дм3, плотность в стандартных условиях 1012 кг/м3. В пластовых условиях плотность 994 кг/м3, газосодержание 2.85 м3/т.

Проведенный анализ состояния вод пласта ЮВ11 по 3 скважинам (7 пробам) показывает, что воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая жесткость изменяется в диапазоне 25.30 - 40.50 мг-экв/дм3, средняя по пласту 31.90 мг-экв/дм3. Минерализация воды составляет 27.7 г/дм3 и колеблется в пределах 27.1 - 28.4 г/дм3. Плотность воды в нормальных условиях в среднем по пласту 1017 кг/м3. В условиях пласта плотность 991 кг/м3, газосодержание 2.86м3/т.

По анализу состояния вод пласта ЮВ12 по 6 скважинам (6 пробам) видно, что воды относятся к хлоркальциевому типу, минерализация в среднем по пласту 29.2 г/дм3 и изменяется в диапазоне 27.2 - 31.9 г/дм3. Средний показатель общей жесткости по пласту 33.67 мг-экв/дм3. Средняя плотность в стандартных условиях - 1020 кг/м3. В пластовых условиях плотность 992 кг/м3, газосодержание - 2.85 м3/т[3].

Таблица 2.5 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Ново-Покурского месторождения

Наименование	Пласт ЮВ11
	При однократном разга- зировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделив- шийся газ	нефть	выделив- шийся газ	нефть
	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.
Сероводород	отс.	отс.	отс.	отс	отс.	отс.	отс.	отс	отс.	отс.
Углекислый газ	2.71	1.35	0.00	0.00	3.11	1.41	0.00	0.00	0.15	0.50
Азот + редкие	2.62	2.05	0.00	0.00	3.04	2.16	0.00	0.00	0.14	0.77
в т.ч. гелий	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
метан	58.70	80.16	0.02	0.32	68.18	84.73	0.02	0.22	3.12	29.43
этан	5.84	4.25	0.02	0.13	6.38	4.23	0.04	0.26	0.33	1.64
пропан	11.30	5.61	0.13	0.66	9.65	4.36	0.29	1.47	0.72	2.48
изобутан	3.11	1.17	0.10	0.39	1.93	0.66	0.18	0.68	0.26	0.67
н.бутан	8.73	3.29	0.41	1.60	4.81	1.65	0.66	2.52	0.85	2.22
изопентан	3.00	0.91	0.38	1.18	1.27	0.35	0.48	1.46	0.52	1.08
н. пентан	3.99	1.21	0.67	2.08	1.63	0.45	0.80	2.46	0.84	1.76
Остаток (С6 + высшие)	0.00	0.00	98.27	93.64	0.00	0.00	97.53	90.93	93.07	59.45
Молекулярная масса	21.9	226	19.9	221	151
Молекулярная масса остатка	-	237	-	237	237
Плотность:
газа, кг/м3	0.910	-	0.829	-	-
газа относительная
(по воздуху), доли ед.	0.756	-	0.688	-	-
нефти, кг/м3	-	868	-	846	783

Таблица 2.6 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной
и пластовой нефти Ново-Покурского месторождения

Наименование	Пласт ЮВ12
	При однократном разга- зировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пласто- вой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделив-	нефть	выделив	нефть
	шийся газ			шийся газ
	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.	% масс.	% моль.
Сероводород	отс.	отс.	отс.	отс	отс.	отс.	отс.	отс	отс.	отс.
Углекислый газ	2.67	1.37	0.00	0.00	3.08	1.44	0.00	0.00	0.13	0.50
Азот + редкие	1.65	1.33	0.00	0.00	1.92	1.41	0.00	0.00	0.08	0.47
в т.ч. гелий	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
метан	55.01	77.50	0.02	0.31	64.16	82.26	0.01	0.19	2.64	27.72
этан	7.83	5.88	0.02	0.17	8.67	5.93	0.04	0.33	0.39	2.20
пропан	13.35	6.84	0.14	0.81	11.64	5.43	0.31	1.70	0.77	2.94
изобутан	4.68	1.82	0.14	0.61	3.00	1.06	0.25	1.03	0.36	1.04
н.бутан	8.26	3.21	0.37	1.56	4.69	1.66	0.57	2.39	0.74	2.15
изопентан	3.39	1.06	0.40	1.37	1.51	0.43	0.50	1.68	0.54	1.26
н. пентан	3.16	0.99	0.49	1.70	1.33	0.38	0.59	1.99	0.62	1.45
Остаток (С6 + высшие)	0.00	0.00	98.42	93.47	0.00	0.00	97.73	90.69	93.73	60.27
Молекулярная масса	22.6	249	20.6	243	168
Молекулярная масса остатка	-	262	-	262	262
Плотность:
газа, кг/м3	0.939	-	0.855	-	-
газа относительная
(по воздуху), доли ед.	0.780	-	0.710	-	-
нефти, кг/м3	-	882	-	851	809

2.5 Запасы нефти и растворенного газа

На Ново-Покурском месторождении объектами оперативного подсчета запасов нефти и растворенного газа являются продуктивные пласты БВ8-ач, ЮВ11, ЮВ12 [4].

Суммарные запасы нефти по категориям В+С1+С2 по месторождению в пределах лицензионного участка АО «НГК «Славнефть» составляют 129842 тыс.т (таблица 2.7), в том числе по категории В+С1 - 123242 тыс.т (94.9% от суммарных запасов).

Таблица 2.7 - Начальные геологические запасы нефти и растворенного газа Ново-Покурского месторождения (по состоянию на 1.01.2003г)

Пласт	Категория	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т	Начальные геологические запасы растворенного газа, млн.м3
БВ8-ач	C1	5349	214
ЮВ11	B С1 В+С1 С2 В+С1+С2	9550 9465 19016 6600 25616	497 546 1043 363 1403
ЮВ12	В С1 В+С1	43571 55307 98878	2179 3022 5201
Всего по месторождению	B С1 В+С1 С2 В+С1+С2	53121 70121 123242 6600 129842	2676 3782 6458 226 6684

Суммарные запасы растворенного газа составляют 6684 млн.м3, в том числе по категории В+С1 - 6458 млн.м3.

Основные запасы нефти сосредоточены в пласте ЮВ12 - 98878 тыс.т, их доля от суммарных запасов составляет 76.2%. При этом доля промышленных запасов (категория В+С1) составляет 80.2%. Суммарные запасы нефти пластов ЮВ11 и БВ8-ач составляют соответственно 5349 тыс.т и 25616 тыс.т, в процентном выражении - 19.7% и 4.1%. Промышленные запасы нефти пластов ЮВ11 и БВ8-ач в процентном соотношении от запасов нефти категорий В+С1 месторождения составляют соответственно 15.5% и 4.3%.

Площади нефтеносности по зонам насыщения представлены в таблице 2.8. Чистонефтяная зона пласта ЮВ12 занимает 95.2% от общей площади залежи, пласта ЮВ11 - 30.8%, пласта БВ8-ач - 42.1%.

На 1.01.2004 г. к утвержденным запасам нефти ГКЗ СССР 1987 года по категории С1 были приращены запасы нефти пласта БВ8-ач в количестве 5215 тыс.т (100%); по пласту ЮВ11 по категории В+С1 было списано 7566 тыс.т (28.5%) и по категории С2 приращено - 6600 тыс.т (100%) нефти; по пласту ЮВ12 по категории В+С1 было списано 3568 тыс.т (3.5%) и по категории С2 - 70497 тыс.т (100%) нефти. Основное списание запасов произошло, в основном, за счет уменьшения площади запасов категории С1 основной залежи.

В таблице 2.9 дано сопоставление начальных балансовых запасов подсчитанных в опреативном отчете с утвержденными ГКЗ СССР.

Коэффициент нефтеизвлечения по состоянию на 01.01.2003 год составляет:
пласт БВ8-ач - 0.2-0.206 д.ед, пласт ЮВ11 - 0.2-0.33 д.ед, пласт ЮВ12 - 0.3-0.33 д.ед. Подсчетные планы по состоянию на 01.01.2003 года приведены на рисунке 2.3.

Таблица 2.8 - Распределение площадей нефтеносности по зонам насыщения

Пласт	Категория	Зона насыщенн.	Площадь нефтеносности
			тыс.м2	%
БВ8-ач	C1	нз	10154	42.1
		ннз	13979	57.9
		нз+внз	24133	100.0
ЮВ11	В+С1	нз	12069	30.8
		внз	27180	69.2
		нз+внз	39249	100.0
	С2	нз	10863	37.1
		внз	18430	62.9
		нз+внз	29293	100.0
	В+С1+С2	нз	22932	33.5
		внз	45610	66.5
		нз+внз	68542	100.0
ЮВ12	В+С1	нз	204190	95.2
		ннз	10260	4.8
		нз+внз	214450	100.0

Таблица 2.9 - Сравнение начальных балансовых запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР (1987г.), с запасами на 1.01.2003г

Пласт	Запасы утв. ГКЗ, тыс.т	Запасы по отчету, тыс.т	Изменение, тыс.т/%
	ВС1	С2	ВС1С2	ВС1	С2	ВС1С2	ВС1	С2	ВС1С2
Ач	-	-	-	5215	-	5215	+5215/100	-	+5215/100
ЮВ11	26582	-	26582	19016	6600	25616	-7566/28.5	+6600/100	-966/3.6
ЮВ12	102446	70497	172943	98878	-	98878	-3568/3.5	-70497/100	-74065/42.8
Всего	129028	70497	199525	123242	6600	129842	-5786/4.9	-63897/90.6	-69683/34.9



3. Анализ разработки ново-покурского месторождения

3.1 Характеристика энергетического состояния продуктивных пластов

Согласно промысловым и лабораторным исследованиям первоначальное пластовое давление в пласте принято равным 28.7 МПа, давление насыщения 10.6 МПа. Поддержание пластового давления начато с 1991 года.

Энергетическое состояние залежи нефти пласта ЮВ12 по состоянию на 1.01.2011 г. можно считать удовлетворительным. Текущее пластовое давление (27.9 МПа) находится в пределах допустимых отклонений от начального (28.7 МПа) (таблица 3.1). Динамика изменения пластовых давлений (рисунок 3.1) характеризуется незначительными отклонениями от начальных величин[4].

Таблица 3.1 - Изменение пластового давления пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения

Участок залежи	Рпл начальное 28,7 МПа	?Р МПа
	01.07.2009	01.07.2010
Зона отбора	27,5	27,4	-0,1
Залежь	28,0	27,9	-0,1
Зона нагнетания	30,9	30,7	-0,2

Проектная площадная девятиточечная система воздействия не выдержана по площади. На 1.01.2011 г. только восемнадцать элементов полностью сформированы. Поэтому реализованная на объекте система в настоящее время представляет собой площадную очаговую [5]. В наибольшей степени это касается западной части объекта, где на 18 добывающих приходится всего одна нагнетательная скважина. Для приведения системы к проектной требуется осуществить перевод под закачку 17-ти скважин, находящихся в отработке на нефть.

Энергетическое состояние залежи нефти пласта ЮВ11 по состоянию на 1.01.2011 г в целом удовлетворительно.

Рисунок 3.1 - Фрагмент карты изобар Ново-Покурского месторождения. Объект ЮВ12

Таблица 3.2 - Изменение пластового давления пласта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения

Участок залежи	Рпл начальное 28,7 МПа	? Р МПа
	01.07.2009	01.07.2010
Зона отбора	27,7	27,7	-0,0
Залежь	27,8	27,8	-0,0
Зона нагнетания	29,4	29,3	-1,0

Пластовое давление в зонах отбора меньше начального на 1 МПа, в зоне нагнетания давление составляет 29,3 МПа, что на 0,6 МПа больше начального пластового давления. Карты изобар по пластам представлены на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Карта изобар пласта ЮВ11. Восточная залежь

Основные выводы:

В связи с отсутствием хороших кандидатов для проведения ГТМ, основным мероприятием на Ново-Покурском месторождении остаётся работа с системой ППД (непрерывный контроль и регулировка закачки в отдельных частях залежи.

Большое количество нагнетательных скважин с давлениями в затрубном пространстве - 22скв. (21% от общего фонда)

Скважины ППД без ремонтов более 5-ти лет - 31скв. (30% от общего фонда).

Скважины ППД без исследований более 3-х лет - 37скв. (35% от общего фонда).

3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Объекты разработки Ново-Покурского месторождения, как указывалось ранее, следует относить к низкопродуктивным. Соответственно, накопленные показатели отборов по скважинам низки, запасы нефти - трудноизвлекаемые[6].

По состоянию на 01.01.2011 накопленная добыча нефти по месторождению составила 11159,8 тыс. т нефти (по проекту 12422,2 тыс.т.), 20039,9 тыс. т жидкости (по проекту 23129,4 тыс.т.) (рисунок 3.3). Накопленный отбор нефти ниже проектного значения на 1262,4 тыс. т., жидкости - 4351,9 тыс.т.

Отбор от начальных извлекаемых запасов невысок и составляет 21%, текущий текущий коэффициент извлечения нефти - 0,062. Фактическая обводненность продукции составила 65,4 % (по проекту 60,3 %).

Рисунок 3.3 - Сравнение накопленной добычи нефти и жидкости по месторождению

По состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении пробурено 399 эксплуатационных скважины (проектный фонд - 819 скважин). Реализация проектного фонда скважин составляет 49%. Динамика ввода новых добывающих скважин в сопоставлении с проектом представлена на рисунке 3.4.

Из сопоставления проектных и фактических показателей по вводу скважин видно, что начиная с 2000 года по настоящие время ввод новых скважин значительно отстает от предусмотренных проектом решений. Вследствие этого фонд добывающих скважин на 1.01.2011 г. меньше проектного на 30 единиц[4].

Причины невыполнения проектных решений в области бурения и ввода новых скважин можно считать объективными: в соответствии с текущим представлением о геологическом строении продуктивных пластов Ново-Покурского месторождения большая часть проектного фонда скважин оказалась размещенной в менее благоприятных условиях, чем предполагалось при проектировании.

Рисунок 3.4 - Сопоставление проектных и фактических показателей по вводу скважин

Эффективные нефтенасыщенные толщины пробуренных скважин не подтвердили прогнозные величины. Две скважины оказались за контуром нефтеносности, четыре скважины попали в зоны отсутствия коллекторов, в восьми скважинах толщины составили менее 2-х метров.

Данный факт обусловил меньшие дебиты скважин по нефти (рисунок 3.5) и отборы жидкости в целом. Наглядное представление последнего показывает, что при проектном фонде около 262 добывающих скважин, расчетная добыча нефти проектировалась на уровне около 1409 тыс. т в год, расчетная добыча жидкости не менее 3368 тыс. т в год. Фактические показатели при том же реализованном фонде скважин ниже: по нефти годовая добыча составляет 1100 тыс. т., по жидкости - 2370 тыс. т.

Основной из причин переоценки уровней добычи нефти явилось изменение качества и количества геологических запасов нефти, что при отсутствии современной геологической модели не позволило недропользователю эффективно решать задачи размещения проектного фонда.

Рисунок 3.5 - Сопоставление проектной и фактической динамики дебитов жидкости и обводненности

Также на динамику дебитов жидкости и обводненность продукции оказало влияние открытие Восточной залежи пласта ЮВ11, куда были перенесены объемы буровых работ 2000-2003 годов. Восточная залежь характеризуется как стратиграфическая, литологически экранированная, около 50% запасов нефти сосредоточено в нефтяной зоне вскрытой 24 скважинами; еще 13 скважин оказались в водонефтяной зоне залежи. Соответственно, дебиты нефти новых скважин уменьшались при переходе в разбуривании к меньшим эффективным нефтенасыщенным толщинам, наблюдался рост обводненности. Также это явилось следствием проведения ГРП в скважинах, расположенных вблизи водонефтяной зоны[7].

Согласно решениям «Технологической схемы ОПР» в новых скважинах предусматривалось проведение гидроразрыва пласта после их отработки 1 год. То есть дебиты нефти новых скважин не должны были превышать 5 т/сут - ГРП планировался на переходящем фонде скважин. Фактически гидроразрыв проводился при освоении скважин, сразу после бурения.

Учитывая изложенное сопоставление параметров работы новых скважин с проектными характеристиками не корректно.

Проведение ГРП при освоении скважин и перенос объемов буровых работ на другой объект разработки повлияли на обводненность новых скважин. За период с 1994 по 2003 год доля воды в продукции дважды возрастала до 35-40%, многократно превышая запланированный уровень (5%).

Допущенные отклонения в реализации проектного фонда добывающих скважин привели, соответственно, к отклонениям от проектных решений в области формирования систем разработки, воздействия на пласты, поддержания пластового давления и закачки воды. Начиная с 1994 года, ввод скважин под закачку воды отставал от проектных значений. По состоянию на 1.1.2011 года под закачкой находится 96 скважин, против 88 по Технологической схеме.

Основные выводы:

Основные расхождения проектных и фактических показателей разработки обусловлены отставанием в реализации проектного фонда скважин.

Сопоставление уровней добычи жидкости, нефти и закачки воды при разбуривании 49% проектного фонда нерационально.

Допущенные отклонения по вводу новых скважин связаны со значительным изменением представлений о структуре геологических запасов нефти, прежде всего их величины и качества.

Основные проблемы качества запасов нефти напрямую связаны с низкой продуктивностью добывающих скважин. Выполненные объемы работ по применению гидроразрыва пласта не обеспечили проектных характеристик работы скважин, что требует пересмотра технологий проведения ГРП и разработки нового дизайна, обеспечивающего длительную эффективность и больший прирост дебитов.



4. Анализ применения установок электроцентробежных насосов на ново-покурском месторождении

4.1 Структура фонда скважин

Технологической схемой опытно-промышленной разработки Ново-Покурского месторождения предусматривалось пробурить 819 скважины общего эксплуатационного фонда (таблица 4.1), из них добывающих - 577, нагнетательных - 242.

По состоянию на 01.01.2011г. общий фонд пробуренных скважин составил 399 ед., в том числе добывающих - 294 скважин, нагнетательных - 105 скважины. Фонд скважин к добуриванию составил 420 ед. Проектный фонд реализован на 49%.

Таблица 4.1 - Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01.2011 г.

Категория фонда скважин	Проектный фонд	Пробуренный фонд	Фонд к бурению
Добывающие	577	294	283
Нагнетательные	242	105	137
Резервный фонд	0	0	0
Всего	819	399	420

Действующий добывающий фонд на 01.01.2011 г. составил 263 скважины (по поекту - 577), из них 53 совместные (или 20%); нагнетательный - 96 скважин (таблица 4.2).

Коэффициенты использования и эксплуатации добывающих скважин равны, соответственно, 0.91 и 0.89.

Действующий фонд нагнетательных скважин на 1.01.2011 г. составляет 96 единиц (по проекту - 111). Коэффициенты использования и эксплуатации добывающих скважин равны, соответственно, 0,80 и 0,92.

Все ликвидированные и находящиеся в консервации скважины выведены из эксплуатационного фонда по геологическим причинам (отсутствие коллекторов или нефтеносного коллектора)[8].

Таблица 4.2 - Структура эксплуатационного фонда скважин на период 2006 -2010 гг.

Характеристика фонда	2006	2007	2008	2009	2010
Фонд добывающих скважин
Всего,	224 (34*)	231 (31*)	238 (24*)	243 (21*)	294 (17*)
в т.ч.: действующие,	200 (27*)	213 (26*)	218 (18*)	226 (16*)	263 (11*)
из них: фонтанные	2	0	-	-	-
ЭЦН	145 (20*)	182 (20*)	191 (14*)	201 (13*)	242 (5*)
ШГН	53 (7*)	31(6*)	27 (4*)	25 (3*)	21
Бездействующие	24 (7*)	18(5*)	20 (6*)	17 (5*)	31(6*)
в освоении	2	3	3	2	0
Фонд нагнетательных скважин
Всего,	78	84	89	96	105
в т.ч.: действующие	73	78	86	91	96
Бездействующие	3	12	14	6	9
в освоении	1	1	1	1	0
В консервации	3	-	-	4	7
Фонд контр. и пьезометр. скважин	10	6	8	8	9
Фонд ликвидированных скважин	6	2	2	4	4
Всего пробурено	318(44*)	323(31*)	337 (24*)	351 (21*)	399 (17*)

в том числе совместные скважины на объекты ЮВ11 + ЮВ12

Действующий фонд скважин, оборудованных УЭЦН, доля которого составляет 82% от эксплуатационного механизированного фонда, представлен на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Структура добывающего фонда скважин на 1.01.2011г.

В целом следует отметить, что структура эксплуатационного фонда скважин на месторождении достаточно благоприятна - доля бездействующего фонда незначительна (10,5%). Однако допущены отдельные нарушения в области использования проектного фонда скважин. Прежде всего, это касается совместной эксплуатации объектов разработки ЮВ11 и ЮВ12 не предусмотренной проектным документом.

Основной причиной использования фонда скважин для совместной добычи нефти с объектов ЮВ11 и ЮВ12 явилось отсутствие достаточно обоснованной геологической модели пласта ЮВ11. Принятое ГКЗ СССР геологическое строение пластов, контура нефтеносности и структура запасов нефти предполагали возможность совмещения добычи нефти в нефтяных зонах. Начиная с 1994 года, недропользователем были выполнены работы по приобщению продуктивных интервалов пласта ЮВ11 с целью ввода в разработку его запасов нефти. Однако без достоверного сейсмогеологического и петрофизического обоснования, проведение исследований на приток нефти пласта ЮВ11 велось фактически методом «проб и ошибок».

Всего было приобщено и исследовано около 80 интервалов перфорации в 69 скважинах. Подавляющая часть исследований показала водоносный характер исследуемого пласта, что потребовало обоснования новой геологической модели. Часть работ по приобщению пласта ЮВ11 позволила выявить и определить контура нефтеносности его залежей нефти. В таких скважинах, даже при значительной обводненности осуществлялась совместная эксплуатация объектов разработки.

Для разобщения нефтеносного пласта ЮВ12 и преимущественно водоносного ЮВ11 выполнялись ремонтно-изоляционные работы (58 скважино-операций), успешность которых оказалась недостаточно высока[5].

Перечисленные факты, несомненно, оказали влияние на характеристику вытеснения и извлечения нефти для совместных скважин. Ожидаемые потери в нефтедобыче объекта ЮВ12 связаны, прежде всего, с различиями в геологическом строении совместно-разрабатываемых пластов: различия в фильтрационных свойствах (средняя проницаемость коллекторов пласта ЮВ11 - 19.1 мД, пласта ЮВ12 - 9.6 мД) и характере насыщенности (все залежи нефти пласта ЮВ11, кроме Восточной - водоплавающие, недонасыщенные, залежь объекта ЮВ12 - преимущественно нефтяная). Основным негативным фактором можно считать замедление выработки запасов нефти объекта ЮВ12 за счет добычи дополнительных объемов воды при совместной эксплуатации пластов.

Максимальные потери в нефтедобыче с объекта ЮВ12 были допущены в 1999 году, когда в совместной эксплуатации пластов находилось 67 скважин, причем средняя обводненность по группе этих скважин составляла 68%. В дальнейшем, благодаря совершенствованию технологии ремонтно-изоляционных работ, количество совместно эксплуатирующих пласты скважин сократилось до 17 ед. (2010 год).

4.2 Анализ режимов эксплуатации добывающих скважин

Показатели эксплуатации действующего добывающего фонда с распределением по способам добычи нефти представлены в таблице 4.3.

Согласно данным представленной таблицы, по состоянию на 1.01.2011 года все скважины на Ново-Покурском месторождении эксплуатируются механизированным способом: 8,0% скважин оборудованы ШГН и 92,0% электроцентробежными насосами.

Таблица 4.3 - Показатели эксплуатации добывающих скважин с распределением по способам добычи нефти по состоянию на 1.01.2011 г

Способ эксплуатации	Количество скважин	Добыча, тыс,т	Дебит, т/сут	Обводнен- ность, %
		нефти	жидкости	нефти	жидкости
ШГН	21	39,8	110,5	5,2	11,1	64,9
ЭЦН	242	849,7	2178,7	12,2	36,3	65,6
Итого	263	889,5	2289,2	11,8	33,8	65,4

Годовая добыча нефти из скважин, оборудованных ШГН, составила 39,8 тыс.т. (4,5 %), оборудованных ЭЦН - 849,7 тыс.т (95,5%).

Эксплуатация добывающих скважин осуществляется при забойных давлениях от 10,5 до 21,5 МПа. Среднее забойное давление составляет 14,5 МПа, что превышает давление насыщения на 3,9 МПа. Среднее забойное давления при эксплуатации скважин ШГН и ЭЦН составляет 14,8 и 12,2 МПа, соответственно (таблица 4.4.).

Средние динамические уровни по скважинам с ЭЦН ниже (считая от устья) на 150-500 метров, что обусловлено большей производительностью ЭЦН.

В отдельных скважинах динамические уровни жидкости приближены к устью, что позволяет рассмотреть вопрос оптимизации или смены на них оборудования.



Таблица 4.4 - Характеристика забойных давлений и динамических уровней действующего фонда скважин по способам эксплуатации на 1.2011 г.

Пласт	Способ эксплуатации	Число скважин	Забойное давление, МПа	Количество скважин, где забойные давления выше проектного, скв	Фактические динамические уровни, м (от устья)
			Проект-ные	фактические
				от - до	средние		от - до	средние
ЮВ12	ЭЦН	223	17	10,6-15,2	12,8	0	1296-1939	1541
	ШГН	16	17	11,0-21,7	14,9	17	325-1563	1059
ЮВ11	ЭЦН	19	17	10,4-13,0	11,4	0	1016-1595	1393
	ШГН	5	17	11,2-16,3	12,6	0	347-1519	1235

Из 16 скважины пласта ЮВ12 оборудованных ШГН, 82% работают с забойными давлениями меньше 17 МПа, в 23% рассмотренных скважин забойные давления близки к проекту (16-18 МПа). Около 10% скважин эксплуатируются с забойным давлением выше 18 МПа. Скважин работающих с забойными давлениями ниже давления насыщения (10,6 МПа) нет.

По пласту ЮВ11 забойные давления в скважинах не превышают проектного значения (17 МПа).

Средние параметры действующих скважин по интервалам забойных давлений приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Распределение основных параметров скважин по интервалам забойных давлений. Объект ЮВ12.

Интервалы забойных давлений	Среднее пластовое давление для интервала	Средняя депрессия для интервала	Средняя продуктивность,	Средняя толщина	Средняя удельная продуктивность
МПа	МПа	МПа	т/сут /МПа	м	т/сут /МПа*м
11-12	26,8	15,2	0,43	5,9	0,07
12-13	26,8	14,4	0,53	7,9	0,07
13-14	26,5	12,9	0,68	8,3	0,08
14-15	27,1	12,7	0,62	7,6	0,08
15-16	26,9	11,5	0,76	7,6	0,10
16-17	26,7	10,3	0,99	7,7	0,13
17-18	27,1	9,8	1,02	7,3	0,14
18-19	27,8	9,2	0,92	7,2	0,13
19-20	26,2	6,8	0,44	6,3	0,07
20-21	26,6	6,0	1,43	5,8	0,29
21-22	27,3	5,7	1,04	7,0	0,15

Анализируя данные по режимам эксплуатации скважин объекта ЮВ12, оборудованных ШГН, следует отметить, что существующие зависимости между продуктивностью скважин, забойным давлением и дебитом выявляются достаточно четко. Этот факт свидетельствует о корректности установленных режимов эксплуатации скважин. Так, проектный дебит жидкости (7,3 т/ сут.) достигается в скважинах, эксплуатируемых в интервале забойных давлений от 13 до 19 МПа (рисунок 4.2). В группе скважин с депрессией меньше проектной средний дебит составляет 4,3 т/сут, что ниже проектного на 42%.

В результате проведенного анализа режимов эксплуатации скважин можно сделать вывод, что:

Проектные решения в области технологии режимов работы добывающих скважин выполняются. Основная часть скважин (64%) эксплуатируется в наиболее оптимальных условиях с точки зрения энергетики пласта.

Часть скважин (5 ед.) эксплуатируется в интервале забойных давлений 19-22 МПа, что не обеспечивает получения ими проектного дебита жидкости. Средняя проницаемость коллектора по группе скважин составляет 17.2 мД, что выше средней величины для пласта ЮВ12 (9.7 мД). Для этих скважин следует рассмотреть условия оптимизации либо смены оборудования на более производительное.

Двадцать три добывающих скважины эксплуатируются в интервалах забойных давлений 11-13 МПа, при этом создаваемая депрессия на пласт достигает 15 МПа при дебите жидкости ниже максимального, что свидетельствует о низких фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов или о плохом качестве призабойной зоны пласта. Подтверждением последнему служит тот факт, что в этой группе скважин гидроразрывом пласта охвачено всего 35% (75 скважино-операций) фонда.

Выбор способа эксплуатации обусловлен, в основном низкими коллекторскими свойствами пластов. Тем не менее, отсутствие существенных различий между ФЕС скважин, оборудованных ШГН и ЭЦН свидетельствует о различиях в качестве вскрытия и текущего состояния призабойной зоны пластов. Для скважин, оборудованных различными типами насосов, средние коллекторские свойства составили: Кпо- 16,1 (15,6)% , Нэфф.нн. - 7,0 (7,4) м, Кн - 59,6 (57,9) %, Кпр - 9,2 (7,4) мД (в скобках указаны параметры скважин с ЭЦН).



4.3 Эксплуатационные показатели добывающих скважин оборудованных УЭЦН

На месторождении применяются УЭЦН отечественного и импортного производства производительностью от 25 до 200 м3/сут и напором 850-2100 м (рисунок 4.3). Преобладают ЭЦН низкой и средней производительности ЭЦН-25 - 28,9%, ЭЦН-30 - 8%, ЭЦН-45 - 12,9%, ЭЦН-60 - 9.5%, ЭЦН-80 - 13.7%, ЭЦН-125 - 10.6%. На месторождении 74 скважины (28.1%) оборудованы импортными насосами типа DN (0.1%) и TDK (28.0%).

Рисунок 4.3 - Распределение фонда скважин по типоразмеру УЭЦН

В целом по месторождению основной фонд скважин (78,3%) эксплуатируется с дебитами, не превышающими 10 т/сут, из них с дебитом нефти до 5 т/сут работает 34,2% или 90 скважин. Из числа малодебитных (дебит нефти до 5 т/сут) 70 скважин имеют обводненность более 50%, 20 скважины работают с обводненностью в интервале от 0-50%, с обводненностью более 90% эксплуатируется 34 скважины. Доля фонда добывающих скважин, работающих с дебитами более 10 т/сут, составляет всего 21,7%.

Распределения фонда скважин оборудованных УЭЦН по интервалам дебитов нефти, жидкости и обводненности представлено в таблице 4.6.

Обводненность продукции скважин в целом по месторождению по данным на 1.01.2011 г., распределилась следующим образом (таблица 4.6): большая часть скважин (76,2%) работает с обводненностью более 50%, из них 24,9 % скважин имеют обводненность более 95%, с обводненностью до 20% воды эксплуатируются 22 скважины (8,3%).

В целом динамика обводнения продукции по разрабатываемым объектам достаточно благоприятна[6]. Сложившиеся характеристики вытеснения близки к проектным.

Таблица 4.6 - Распределение фонда скважин оборудованных УЭЦН по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 1.01.2011 г.

Дебиты нефти, т/сут	Обводненность, %
	0 - 5	5-20	20-50	50-90	90-95	95-100	Итого	То же в %
0 - 5	0	8	12	36	18	16	90	34,0
5 - 10	0	6	16	44	33	19	118	44,5
10 - 50	0	4	15	25	11	2	57	21,5
Итого	0	18	43	105	62	37	265	100
То же в %	0	6,8	16,2	39,6	23,4	14,0	100
Дебиты жидкости, т/сут	Обводненность, %
	0 - 5	5-20	20-50	50-90	90-95	95-100	Итого	То же в %
10 - 30	0	10	21	22	14	15	82	30,9
30 - 60	0	4	12	11	29	17	73	27,5
60-160	0	8	8	37	23	34	110	41,5
Итого	0	22	41	70	66	66	265	100
То же в %	0	8,3	15,5	26,4	24,9	24,9	100

4.4 Анализ бездействующего фонда добывающих скважин

Ново-Покурское нефтяное месторождение находится на третьей стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью скважин, образованием в скважинах и глубинно-насосном оборудовании различных отложений. В процессе эксплуатации месторождений фонд скважин стареет, дебит их уменьшается, обводненность увеличивается, число ремонтов возрастает. Старение скважин и ухудшение геолого-технологических условий их эксплуатации приводит к потерям в добыче нефти, обусловленными простоями скважин в ожидании ремонта и в период его проведения.

В таких условиях одним из основных способов повышения эффективности эксплуатации скважин являлось увеличение их межремонтного периода (МРП), в первую очередь скважин, оснащенных УЭЦН, на которые приходится основная доля добываемой продукции[7].

Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, сопряжена с определенными трудностями, основными из которых являются: сверхнормативная кривизна, увеличение глубины подвески, вынос механических примесей, солеотложения и др[8].

Интенсификация работы скважин с применением УЭЦН привела к изменению условий движения флюида по пласту, более интенсивному выделению из продукции пласта попутного нефтяного газа и появлению свободного газа на приеме УЭЦН, увеличению обводненности, более интенсивному выносу механических примесей и увеличению отложений различного характера, что закономерно ухудшает условия работы ЭЦН.

Анализ причин отказов УЭЦН за период с 2005 до 2010 года сформулированы в таблице 4.7. Основными причинами отказов являются: засорение мехпримесями, солеотложения, негерметичность НКТ ошибки выбора глубины подвески УЭЦН, механическое повреждение кабеля при спуске УЭЦН, брак эксплуатации, некачественный вывод на режим, брак подземного оборудования (рисунок 4.4).

Причины отказов установок, отработавших более 180 суток, расследуются технической службой ООО «ЭПУ-Сервис» при необходимости определения наработки отдельных узлов или деталей, либо по другим исследовательским причинам.

Таблица 4.7 - Причины отказов УЭЦН

Причины отказов УЭЦН
	2005г	2006г	2007г	2008г	2009г	2010г
По причине ЦДНГ	323	332	317	318	245	253
Негерм. лифта бол. 30 сут.	36	10	28	31	30	31
Брак подгот. скв.	17	12	8	1	1	1
Мех. повреж. каб.	16	9	7	0	2	3
Брак ВНР		18	12	2		4
Брак эксплуат.	34	32	28	5	3	2
Брак подбора		3	2	4
Необеспеч. приток	37	66	58	53	24	20
Засор. мех. прим.	22	32	54	72	77	81
Солеотложение	16	32	30	35	63	74
Парафиноотлож.	2			0
Выс. темп. пласта		2	1	3
Эксперимент			2	12	1	1
Полёт	1	1	1	3	7	3
Раб. в зоне кривизны	9	2	1	4		1
Орг. причины ЦДНГ	34	14	4	4	3	2
По причине ТКРС	20	66	25	22	40	41
Негерм. лифта до 30 сут.	12	19	8	4	8	9
Брак подгот. скв.	3		1	2	1	2
Мех.повреж. каб.	3	23	14	12	21	18
Полёт				0	4	6
Наруш. гл. спуска			1	0
Нарушение СПО		4		1	3	2
Орг. прич. ТКРС	2	20	1	3	3	4
По причине ЭПУС	47	46	31	33	37	36
Брак рем. каб.	1	23	10	0	5	6
Брак рем. ЭЦН	1	11	2	3	3	3
Брак рем. ПЭД	2	3	7	3	5	5
Брак рем. ГЗ	1	9	2	2	2	9
Брак монтажа	2	2	2	4	6	4
Брак ВНР	16	24		4	2	4
Полёт					0	1
Орг. прич. ЭПУС	10	7	1	6	15	6
По причине завода	11	0	8	22	35	16
Дефект каб.	8		8	8	15	3
Брак ЭЦН	3				0
Брак ПЭД				2	5
Брак ГЗ					1	1
Брак удлинителя				4	3	9
Констр. недост. оборуд.					1	2
Проч. по оборуд.				8	10	1
По причине ЭН	1	2	2	3	5	2
Нестаб. эл.снаб.	1	2	2	3	5	2

Рисунок 4.4 - Основные причины отказов УЭЦН за 2010г.

К основным причинам отказов УЭЦН по часторемонтируемому фонду относятся[9]:

- Засорение механическими примесями;

- Солеотложения;

- Ошибки операторов, брак вывода УЭЦН на режим;

- Несоответствие продуктивности скважин выбранной производительности УЭЦН;

- Механическое повреждение кабеля;

- Негерметичность НКТ;

- Организационные причины по вине ремонтных служб (эксплуатационно-производственного управления по ремонту УЭЦН), в т.ч. брак комплектации.

Стабилизация работы электроцентробежных насосов на Ново-Покурском месторождении возможна при проведении комплекса работ по исследованию скважин и выполнения плановых мероприятий по борьбе с осложнениями.

5. Мероприятия по улучшению работы насосного оборудования

5.1 Увеличение продуктивности скважин

Как показывают исследовательские работы и опыт эксплуатации нефтяных скважин, снижение коэффициента продуктивности призабойной зоны при вскрытии продуктивных пластов с использованием растворов на водной основе обусловлено проникновением в порово-трещинное пространство фильтрата и твердой фазы бурового раствора.

При взаимодействии фильтрата с высокоминерализованной водой образуются нерастворимые осадки, которые выпадают в порах и трещинах пласта. На границе контакта промывочной жидкости с нефтью образуются стойкие вязкие водонефтяные эмульсии, которые препятствуют продвижению нефти из пласта в скважину. Использование холодного бурового раствора вызовет интенсивное отложение смол, асфальтенов и парафинов в ПЗП, что может стать одним из основных осложнений при освоении скважин. В результате действия вышеперечисленных факторов в порах и трещинах образуется смешанная фаза, значительно снижающая проницаемость ПЗП.

Дополнительное снижение проницаемости возникает при перфорации за счет деформации и разрушения зоны перфорации с уплотнением фрагментов ударным воздействием кумулятивного заряда. Следует отметить низкую начальную проницаемость части участков еще до начала разработки.

Универсальных способов борьбы с разными типами загрязнителей нет, поэтому метод воздействия выбирается применительно к основному компоненту отложений. Для достижения проектных показателей уже при освоении скважин потребуется обработка ПЗП для восстановления проницаемости.

Наибольшая трудность выбора способов ОПЗ отмечается для скважин, работающих в осложненных условиях, например при забойном давлении ниже давления насыщения, при наличии смолопарафиновых отложений в ПЗП, при высокой послойной неоднородности коллекторов и др. Такие условия не только усложняют выбор способа ОПЗ и определение режима его обработки, но и делают малопредсказуемыми результаты ОПЗ без проведения специальных исследований. Одним из самых важных факторов, определяющих эффективность обработки коллектора является совместимость используемой рабочей жидкости с коллектором в условиях призабойной зоны. Следует отметить, что этот принцип должен соблюдаться не только при обработке ПЗП, но и без исключения при проведении любых ГТМ (первичном и вторичном вскрытиях пласта, ремонтных работах, исследованиях скважин и др.).

Для частичного восстановления первоначальной проницаемости пластов с целью интенсификации притока или приемистости скважин на пластах Ново-Покурского месторождения запланировано применение следующих методов воздействия на призабойную зону:

- химическая обработка призабойной зоны с помощью кислот, растворителей и ПАВ (солянокислотные и глинокислотные обработки, промывки растворами ПАВ, органическими растворителями);

- различные сочетания физико-химических методов (комплексная обработка ПЗП нагнетательных скважин);

- гидравлический разрыв пласта.

Кислотные обработки производятся растворами, получаемыми при смешивании соляной и плавиковой кислот, и других реагентов. Соляная кислота и глинокислота по-разному реагируют с породой коллектора и загрязнениями ПЗП. Соляная кислота повышает продуктивность, создавая обходные каналы вокруг загрязненного участка, но не прочищая последний. Целью обработки глинокислотой является скорее разблокировка существующих каналов путем растворения загрязнения скважины и минералов, заполняющих промежуточное поровое пространство. По опыту применения ОПЗ для пластов Ново-Покурского месторождения лучшие результаты дает СКО, поскольку высокая реакционная способность глинокислоты в сочетании с высокой концентрацией солеотлагающих компонентов может приводить к образованию вторичных солевых осадков при недостаточной промывке ПЗП. Оптимальный вариант - двухстадийная промывка сначала растворителем для удаления органических загрязнителей и разблокирования поверхности ПЗП с последующей кислотной обработкой и тщательной промывкой ПЗП от продуктов реакций и диспергированных загрязнителей. Отмывка АСПВ из призабойной зоны способствует разрушению эмульсий и разблокированию пор и микротрещин.

Использование сложных композиций, включающих кроме плавиковой и соляной уксусную кислоту, кислотостойкие ПАВ, органические растворители (ацетон, конденсат и др.) обеспечивает комплексность действия (на органические и неорганические загрязнители) большую глубину проникновения и большую продолжительность реакции для максимального растворения мельчайших частиц. В ряде случаев хороший эффект дает введение добавок ПАВ (Неонол, Синтинол и пр.) и вспенивание закачиваемой композиции.

Перспективным методом, обеспечивающим максимальную глубину проникновения кислотных растворов в ПЗП скважин, более полный охват ПЗП (включая малопроницаемые прослойки) становится метод гидроударного воздействия на пласт MAPDIR, широко применяемый в последнее время ведущими сервисными компаниями. Метод заключается в обеспечении максимального градиента давления (но меньше давления разрыва пласта) и скорости закачки кислотного раствора в скважину (до 30 bpm), что позволяет существенно повысить эффективность обработки в пластах как высокой, так и низкой проницаемости. Метод может быть дополнен импульсной подачей реагента, также повышающей эффективность обработок[10].

Для проведения глинокислотных обработок ПЗП могут быть использованы самые разные составы: например смесь соляной (HCl) и плавиковой кислот (HF) с бифторидом аммония (БФА), либо другие растворы: «HCl+HF», «БСК+БФА», «БСК+БФА+HF», «НСl, НF, ПАВ, вода» (БСК - бензолсульфокислота (C6H5-SO3H)) в зависимости от типа загрязнений.

Определенную проблему для проведения ГРП создает его высокая стоимость и во многих случаях значительный рост не только дебита, но и обводненности (прорыв воды по трещинам ГРП при малой толщине пласта и близости ВНК). При резком росте обводненности продукции скважин для сохранения дебита по нефти при высоком КИН возможно использовать потокоотклоняющие технологии (закачку термостойких композиций Галка ИХН СО РАН, поликатионита ВПК - 402). Образующиеся в пласте гели, эмульсии сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, в результате чего происходит перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличение охвата пласта воздействием. Применение этих технологий наиболее целесообразно на объектах с пластовой температурой до 80 0С, нефтенасыщенностью не менее 50 %, при обводненности добываемой продукции 30 - 60%.

Технология комплексной обработки призабойной зоны пласта (КОПЗП) нагнетательных скважин заключается в поочередном (циклическом) воздействии на ПЗП комплексом реагентов: Нефрас, ПАВ. СКО (ГКО). Высокую эффективность ОПЗ обеспечивает комплексность воздействия.

Достоинством взаимных растворителей является их абсолютная совместимость с водой и нефтью и комплексное действие на пласт, включающее повышение совместимости пластовых и закачиваемых жидкостей, предотвращение кольматации порового пространства и эффективное удаление минеральных и органических отложений. Взаимные растворители сохраняют свои физико - химические свойства в пластовых условиях, не адсорбируются на породе и не подвергаются термоокислительной деструкции.

В качестве взаимного растворителя на пластах Ново-Покурского месторождения рекомендуется использовать этиленгликольмонобутиловый эфир (бутилцеллозольв). Этот растворитель имеет высокую температуру кипения (171,2 0С), термостабилен в пластовых условиях и может использоваться в виде водных или кислотных растворов. Бутилцеллозольв добавляется в кислотные составы в количестве 10 - 12 %, что обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе «нефть - кислотный состав» до 5 - 10 мН/м. Достаточно полезными могут быть депрессионные методы очистки призабойной зоны пласта (ПЗП), основанные на вымывании частиц загрязнителей потоком флюидов при большой разности пластового и забойного давлений. Не требуют применения химреагентов, остановки скважин, но эффективны только при слабой адгезии загрязнителей к вмещающим породам (водонефтяная эмульсия, компоненты бурового раствора). Для осажденных солей и парафинов эти методы, как правило, малоэффективны. Обязательное условие для повышения эффективности любых обработок- минимальное время между остановкой (бурением) и обработкой (освоением) для предотвращения закрепления в порах и образования монолитного слоя кольматантов.

Во ВНИИнефтеотдача и НПФ «Ойл-Инжиниринг» разработаны технологии виброволнового воздействия на ПЗП, обеспечивающие ее декольматацию при различных типах загрязнений (нефтяных, солевых, механических примесей) и повышение фазовой проницаемости по нефти за счет применения скважинных генераторов колебаний, опускаемых на забой и приводимых в действие потоком жидкости, закачиваемой с поверхности. Успешная апробация технологии проведена на ряде предприятий АНК «Башнефть» и АО «Татнефть».

Для терригенных коллекторов хорошие результаты показывает также и технология акустико-химической стимуляции, успешно апробированная на промыслах ОАО «Татнефть».

Для условий добычи Ново-Покурского месторождения наиболее эффективен комплекс физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Но выбор операций из числа вышеописанных и оптимальных условий их проведения требует проведения промысловых испытаний по ходу разработки.

5.2 Ликвидация осложнений механическими примесями

Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом за счет уменьшения МРП насосов. Статистика причин отказов ЭЦН на месторождении показала, что для высокодебитных скважин высокое КВЧ является одним из основных проблем добычи. Отмечены замены ЭЦН в связи с их заклиниванием, что обусловлено выносом КВЧ в условиях форсированного отбора. Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения), либо результатом обратного выноса проппанта после ГРП. Допустимые концентрации механических примесей при эксплуатации механизированным способом не должны превышать 0,3 г/л. С учетом вовлечения в разработку новых участков месторождений, сложности строения и неоднородности пластов, а также планируемых ГТМ следует предусмотреть защиту от этого типа осложнений[11].

Способы борьбы с механическими примесями:

подбор оптимальных значений депрессии на пласт, позволяющих достичь максимального дебита без разрушения рыхлых пропластков с выносом дисперсной породы;

при производстве сложных ремонтов, ГРП, кислотных обработок, а также при выводе скважин из длительного бездействия, предусмотреть качественную подготовку и промывку скважин перед спуском УЭЦН, например, с использованием комплекта гибких НКТ - койлтюбинг. Для уменьшения объема перевозок и расходов рекомендуется применение гидроциклонной очистки промывочной жидкости. Разработанная конструкция на основе ило-пескоотделителя ИГ-45М с промывочным агрегатом ПА-80 обеспечивает замкнутый цикл циркуляции, прямой или обратной промывки, очистку от механических примесей диаметром более 0,01 мм на 95%;

применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей в процессе их приготовления. Блок очистки жидкости БОЖ-1 (изготовитель ОАО “Нефтемаш”, г. Тюмень) используется на растворных узлах, его производительность 50 м3/час, КВЧ после фильтрации не более 20 мг/л. Есть и другие аналоги.

очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка, солей механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй), дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ.

применение УЭЦН в коррозионно- и износостойком исполнении путем использования более стойких сталей и сплавов (типа «Нирезист»), упрочнения и создания защитной пленки на поверхности обычных стальных труб плазменным, электрохимическим или др. способами.

применение при необходимости (по итогам анализов добываемых флюидов) индивидуальных механических фильтров для УЭЦН (проволочных и сетчатых). Для УЭЦН рекомендуется применение механических фильтров, устанавливаемых через пакер на забое, либо на приеме насоса (фильтры Meshrite Screen, REDA Schlumberger, апробированные на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз»; фильтры типа ЖНШ, производства ОАО Новомет-Пермь, апробированные на месторождениях ОАО «Газпромнефть» в Ноябрьске)[11].

установка в интервале перфорации гравийных забойных фильтров - при интенсивном выносе проппанта или пластового песка (КВЧ более 500 мг/л) в течение длительного срока (более 6 месяцев после ГТМ), либо при быстрой кольматации проволочных и сетчатых механических фильтров (менее 1-2 мес); комплекс подземного оборудования ОАО "Тяжпрессмаш" (Рязань) для сооружения гравийного фильтра включает пакеры, проволочный или щелевой фильтр, устройства для намыва гравия прямой или обратной циркуляцией и последующих промывок фильтра. Известны также комплексные технологии предотвращения выноса песка типа FracPac (Halliburton Energy Services), сочетающие локальные ГРП пласта с гравийными забойными фильтрами, обеспечивающими длительную эксплуатацию скважин без существенного снижения дебита.

закрепление проппанта при ГРП. Например, это применение проппанта марки Fores RCP. Проппант покрыт фенолформальдегидными смолами. Склеивание начинается при давлении выше 69 атм.

Далее более подробно рассмотрим наиболее распространенные методы борьбы с механическими примесями[12].

Одним из самых распространенных и эффективных способов защиты ГНО от воздействия мехпримесей служит установка на приеме насосных установок специальных фильтров.

В фильтре ЖНШ производства ЗАО «Новомет-Пермь» в качестве фильтрующего элемента используются щелевые решетки из V-образной проволоки из высокопрочной нержавеющей стали. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Размер задерживаемых частиц -- 0,1-0,2 мм. Преимуществ у данного фильтра несколько. Во-первых, он обладает свойством самоочищения за счет вибрации УЭЦН. Во-вторых, удобством монтажа, поскольку фильтр устанавливается в составе погружной насосной установки. Соответственно, спуск фильтра не увеличивает время на ТРС. Фильтр не подвержен засорению, чем объясняются минимальные потери подпора на приеме насоса.

В то же время у фильтров ЖНШ существуют и недостатки. Фильтр увеличивает общую длину УЭЦН, применяется только с газосепаратором без входного модуля, зависит от габарита погружной установки, имеет достаточно высокую стоимость. Области применения фильтра ограничиваются определенной максимальной нагрузкой на вал. В некоторых случаях (при наличии в добываемой жидкости глины и прочих подобных субстанций) обнаруживается засорение поверхности фильтра. И еще один недостаток: крупные частицы мехпримесей «отбиваются» V-образной проволокой и спускаются на забой.Фильтр ЖНША производства ОАО «АЛНАС» обладает схожей конструкцией, преимуществами и недостатками.

Шламоуловитель МВФ производства ЗАО «Новомет-Пермь» представляет собой многослойный фильтроэлемент из пеноникеля, который задерживает частицы диаметром более 0,25 мм (рисунок 5.1). Пористость достигает 99%. Входной модуль оборудован клапаном, срабатывающим при засорении фильтра. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Среди преимуществ шламо- уловителей МВФ следует отметить также удобство монтажа без увеличения времени проведения ТРС. При засорении фильтрующего элемента при помощи пластичных клапанов обеспечивается проход жидкости, минуя МВФ. К недостаткам можно отнести то, что

мехпримеси и проппант остаются в фильтре, а также то, что фильтр увеличивает общую длину УЭЦН и может применяться только с газосепаратором без входного модуля.

В случае шламоуловителей МВФ также существует ограничение по передаваемой валом мощности: для 5-го габарита это 85 кВт, для габарита 5А -- 140 кВт. При этом максимальный расход для 5-го габарита -- 125 м3/сут., для габарита 5А -- 280м3/сутки. К недостаткам также можно отнести сложный и дорогостоящий ремонт данного шламоуловителя.

Погружной сепаратор механических примесей ПСМ, разработанный РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (изготовитель ЗАО «Новомет-Пермь»), устанавливается в нижней части погружной установки. В этом случае компоновка должна включать в себя так называемый двусторонний ПЭД, две гидрозащиты (рисунок 5.2).

Рисунок 5.1 - Шламоуловитель МВФ ЗАО «Новомет-Пермь»

Принцип действия следующий: Поток добываемой продукции поступает из пласта в скважину и затем на прием центробежного сепаратора. Во вращающемся роторе сепаратора происходит отделение твердых частиц от жидкости в поле центробежных сил[12].