научная статья по теме ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ УЭЦН НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Геофизика

Текст научной статьи на тему «ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ УЭЦН НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ»

щ

наука - производству

Оптимизация режимов работы УЭЦН на Приразломном месторождении

Ю.А. БЛИНОВА,

помощник руководителя, студент магистратуры

В1'т<о/а.уи@31Ьдеорю'1ес

ООО «СибГеоПроект», Тюменский государственный нефтегазовый университет

О.В. СПИРИНА,

к.г.-м.н., заместитель директора департамента геолого-промысловых работ

ООО «СибГеоПроект»

Рассмотрена возможность оптимизации режимов работы УЭЦН на Приразломном месторождении.

MODES WORK OPTIMIZATION INSTALLATION OF IECP AT THE FIELD PRIRAZLOMNOYE

Ju.BLINOVA, O.SPIRINA, Tyumen state oil and gas University

Considered the possibility modes optimization of IECP at the Prirazlomnoye field.

Keywords: Prirazlomnoye oilfield, oil, gas, wells, production rate

Сегодня на нефтяных месторождениях Западной Сибири находится большое количество пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Месторождения, в своем большинстве, характеризуются значительной и к тому же растущей обводненностью продукции пластов, неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости, повышенной гидрофильностью пород и относительно низкой нефтенасыщенностью.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водона-сыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта, а также частичное или полное выключение из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев. В частности, снижение продуктивности скважин, эксплуатирующих один из основных пластов Юганского региона нефти и газа - БС10, в первую очередь, вызвано снижением фазовой проницаемости для нефти по мере роста обводненности добываемой продукции. Следствием проявления этих факторов является то, что при водонасыщенности выше 0,7 объемных долей нефть таких месторождений, как Мамонтовское, Усть-Балыкс-кое, Южно-Балыкское, Южно-Сургутское практически не фильтруется, остаточная же нефтенасыщенность представлена, в основном, капиллярно защемленной нефтью.

На залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на призабойную зону плас-

та (ПЗП) с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приемистости и интенсификации приемистости нагнетательных скважин [1].

Нами было рассмотрено Приразломное месторождение, которое расположено в Нефтеюганском административном районе Ханты-Мансийского автономного округа -Югры, в 99 км к ЗЮЗ от г. Нефтеюганска. Согласно принятой схеме нефтегеологи-ческого районирования, относящееся Са-лымскому НГР Фроловской НГО.

В тектоническом отношении Прираз-ломное расположено на восточном борту

Л.

Qx по шахматке

Базовое Qx

Обводненность шахматке

Рассчитанный Qh

Рис. 1. График изменения суточного дебита жидкости по отношению к базовому для скважины №1 Приразломного месторождения

Тундринской котловины, осложняющей Фро-ловскую мегавпадину, в зоне сочленения ее с Салымским мегавалом [2].

На данном месторождении применялись методы спуска УЭЦН отечественного производства и фирмы REDA, интервал спуска составлял 1800 - 2500 м, был получен прирост, выраженный в дополнительно добытой нефти, но прогнозные показатели достигнуты не были.

На Приразломном месторождении проводились ремонты ПРС для оптимизации работы ЭЦН по 19 скважинам.

наука - производству

щ

В результате проведения работ был увеличен отбор нефти за счет спуска в скважины высокопроизводительных установок, под расчетный потенциал каждой скважины с Р . = 60 атм.

заб

Суть заключается в следующем:

1) создание высокой депрессии на продуктивный пласт путем снижения Рзаб за счет увеличения глубины спуска ЭЦН;

2) вовлечение в работу неработающих участков и целиков нефти за счет эксплуатации скважин при высокой депрессии;

3) получение прироста добычи нефти без дополнительных инвестиций.

В результате проведения оптимизации режимов работы УЭЦН были увеличены типоразмеры погружных установок и средняя глубина спуска. При этом фактический средний прирост дополнительно добытой нефти составил 26 т/сут.

На рис. 1 - 3 изображены графики изменения суточного дебита по жидкости некоторых из интенсифицированных скважин по отношению к их базовому дебиту. На каждой скважине видны запуски, остановки, указаны используемые УЭЦН. Анализ этих 19 скважин показал наглядно, как происходит интенсификация добычи.

Произведен расчет дополнительного прироста, который составил 25 914 т. Фактический дополнительный прирост с учетом потерь нефти из-за остановок работающих скважин для проведения ГТМ и потерь в результате отказов оборудования составил 14 951 т. По графику изменения средней суточной добычи жидкости, нефти и обводненности продукции (рис. 3) видно, как уменьшается среднесуточная добыча вследствие того, что часть участков, в которых находится эта скважина, не до конца скомпенсированы. Анализ графика показывает, что рассчитанные дебиты по потенциалу с достаточной степенью точности совпадают с полученными приростами.

С течением времени наблюдается снижение дебита, который можно объяснить следующими причинами:

1) полученный дебит является мгновенным и обусловлен накоплением пластовой энергии в призабойной зоне скважины за время ее ремонта;

2) отложение СаСО3, которое можно связать с выделением СО2 на приеме насоса;

3) значительный вынос механических примесей, обладающих высокими абразивными свойствами, что приводит к значительному износу рабочих органов центробежного насоса.

Анализ графиков, построенных на основе данных замеров дебитов скважин (рис. 1 - 3), показывает, что дальнейшее поведение работы ЭЦН можно рассмотреть в трех вариантах:

(а) темп снижения дебита с течением времени не изменяется (скв. №1);

На залежах с продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на ПЗП с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приемистости и интенсификации приемистости нагнетательных скважин.

Qж по шахматке

Базовое Qж

Рис. 2. График изменения суточного дебита жидкости по отношению к базовому для скважины №2 Приразломного месторождения

Qж по шахматке

Базовое Qж

Рис. 3. График изменения суточного дебита жидкости по отношению к базовому для скважины №3 Приразломного месторождения

скв. №1

скв. №2

скв. №3

Рис. 4. График изменения дебита нефти в течение года для скважин №1, 2, 3

(b) темп снижения дебита с течением времени уменьшается (скв. №2);

(c) темп снижения дебита с течением времени уменьшается значительно (скв.№3) [3].

Вариант (а) объясняется вышеприведенными причинами, т.е. связан с увеличением КВЧ, солеотложением, выделением газа на приеме насоса. УЭЦН работает на предельном режиме, что в свою очередь объясняется недостаточным количеством и качеством данных при расчете потенциала.

Вариант (Ь) можно объяснить снижением воздействия КВЧ, отсутствием процесса солеотложения, а также снижением Рпл в зоне отбора данной скважины, составляющей от 20 до 170 м (зона отбора может иметь различные формы, вплоть до вытянутого эллипса в каком-либо направлении).

Вариант (с) является наиболее приемлемым для достижения потенциального дебита при данном виде ГТМ. Объясняется это причинами: отсутствием осложнений (помимо правильного расчета потенциального дебита, правильного подбора ЭЦН), наличием компенсации отбора со стороны нагнетательной скважины.

На всех трех скважинах после падения дебита до первоначального в течение года не наблюдалось зна-

щ

наука - производству

В тектоническом отношении Приразломное расположено на восточном борту Тундринской котловины, осложняющей Фроловскую мегавпадину, в зоне сочленения ее с Салымским мегавалом.

* У

^ ^

№ 4

I"" Ф"

№ 8

№ 2

У

№ 6 *

* * ,№ 5

скв. №4 à

скв. №2 скв. №6

скв. №5

скв. №9

Рис. 6. Геологический разрез Приразломного месторождения Направление северо-запад - юго-восток

скв. №7

скв. №8 dt

скв. №2

Рис. 5. Карта накопленных отборов на Приразломном месторождении

чительных изменений в среднесуточных дебитах нефти (рис. 4).

Анализ интенсификации притока проведем на примере скв. №2. Она находится в северной части Приразломного месторождения. По карте накопленных отборов (рис. 5) видно, что из этого участка происходят отборы жидкости. Карта построена по программе Exploit Уфимского филиала НИПИнефть. В этой зоне в связи с ликвидацией скв. №4 остался неразработанный участок, то есть количество нефти, которое можно и необходимо добывать. Для скв. №2 накопленные отборы составляют 94 400 т. По карте текущих отборов за рассматриваемый период заметны изменения, а именно увеличение добычи нефти, в одном из месяцев наблюдается ее уменьшение до первоначальной. Закачка этого района не изменилась, а отбор увеличился.

Для определения зависимости и интерференции скважин строится корреляционная матрица. Современными программными средствами статистическая обработка данных по дебитам и приемистости определяется максимальными взаимосвязями между скважинами. Исходя из матрицы корреляции, можно сделать вывод о взаимовлиянии скв. №2 с нагнетательной скв. №5.

С геологической точки зрения профили пласта БС4-5 по направлениям демонстрируют наличие сообщения между скважинами. На этих профилях можно видеть имеющиеся литологические экраны и замещения продуктивного пласта, высокую степень расчлененности и за счет уплотнения некоторых пропластков видно под-

Рис. 7. Геологический разрез Приразломного месторождения Направление северо-восток - юго-запад

тверждение корреляции между добывающей скв. №2 и нагнетательной скв. №5. Исходя из структурной карты объекта БС„с и анализа 3<1 сейсмики, можно показать

4-5 '

имеющиеся литологические экраны или замещения пласта. По направлению северо-запад - юго-восток (рис. 6, 7) видно, что закачка от скв. №5 влияет на скв. №2. Скважина не обводнится, потому что есть буферная скв. №6, которая основную часть закачки от скв. №5 принимает на себя. Частично влияет закачка скв. №7, но на пути фронта нагнетания находится скв.№8. По кровле с

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком