Проектные уровни:
добычи нефти, тыс.т 2005 г. – 4485
2006 г. – 4188
2007 г. – 3910
добычи жидкости, тыс.т 2005 г. – 7536
2006 г. – 7889
2007 г. – 8077
Из планируемых 15 скважин куста 6-2р на 1 мая 2009 г. введено в эксплуатацию 10 скважин с ГРП, с наименьшей номинальной производительностью установок 124.
3.2 Динамика показателей разработки, фонда скважин
Основные показатели разработки месторождения по состоянию на 01.01.2005 года приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Показатели разработки по Приразломному месторождению
| ПОКАЗАТЕЛИ | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 |
| Добыча нефти всего, тыс.т | 3294,5 | 3465,0 | 3880,2 | 4050,5 | 4109,0 |
| Ввод новых добывающих скважин всего, шт | 29 | 3 | 42 | 19 | 11 |
| В т.ч.: из эксплуатационного бурения | 1 | 42 | 19 | 11 | |
| из разведочного бурения | |||||
| Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут | 32,8 | 6,0 | 43,4 | 33,9 | 61,6 |
| Эксплуатационное бурение всего, тыс.м | 0,0 | 113,3 | 30,1 | 30,8 | |
| В т.ч. - добывающие скважины | |||||
| Фонд добывающих скв.на конец года , шт. | 713 | 714 | 741 | 735 | 732 |
| В том числе нагн. в отработке шт. | |||||
| Действующий фонд добывающих скважин на конец года шт. | 533 | 581 | 667 | 623 | 630 |
| Перевод скважин на мех.добычу | 51 | 26 | 76 | 0 | |
| Фонд мех. скважин на конец года | 615 | 588 | 665 | 645 | 656 |
| Ввод нагнетательных скважин | 21 | 10 | 11 | 20 | 14 |
| Выбытие нагнетательных скважин, шт | 0 | 0 | 1 | 0 | 1 |
| Фонд нагнетательных скважин на конец года | 200 | 209 | 220 | 238 | 251 |
| Действующий фонд нагнетат.скважин | 158 | 169 | 184 | 186 | 201 |
| Средний дебит действующей скв. по жидкости, т/сут | 22,7 | 22,8 | 22,7 | 24,1 | 25,6 |
| Средняя обводненность продукции,% | 10,3 | 16,1 | 19,2 | 22,3 | 26,1 |
| Средний дебит действующих скважин по нефти , т/сут | 20,3 | 19,2 | 18,3 | 18,7 | 18,9 |
| Средний дебит переходящих скважин по нефти , т/сут | 20,0 | 19,2 | 17,8 | 18,4 | 18,2 |
| Средняя приемистость нагнетательных скважин, мз/сут | 112,3 | 117,5 | 123,8 | 129,2 | 120,1 |
| Добыча жидкости всего, тыс.т | 3671,482 | 4129,499 | 4803,245 | 5215,977 | 5559,4 |
3.3 Осложнения при эксплуатации скважин
месторождение геологический скважина нефтедобыча
Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи
Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.
Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание плунжера либо рабочего колеса, соответственно, в цилиндре ШГН и корпусе ЭЦН, прихват подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.
Необходимо отметить, что пескопроявление имеет место как в скважинах, где проводился ГРП, так и тех, где данный метод повышения нефтеотдачи не использовался. Это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными коллекторами.
На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос механических примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.
Существующие мероприятия по борьбе с пескообразованием условно подразделяются на две группы: проведение работ по уменьшению отрицательных последствий данного явления и предотвращение выноса песка из пласта.
К первой группе относятся различные способы ликвидации песчаных пробок, что обеспечивается выносом поступающих из пласта частиц на поверхность, применение полых штанг, спуск хвостовиков в пределы продуктивной зоны, подлив жидкости. Реализация этих мероприятий предполагает очистку поверхностных коммуникаций от вынесенного песка.
Наиболее эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, в основу которых положен принцип предотвращения выноса песка в скважину.
Простым, но эффективным методом является ограничение отборов жидкости из скважины и выбор оптимальных рабочих депрессий, исключающих разрушение ПЗП. Как правило, в слабосцементированном коллекторе при форсированном отборе жидкости из скважины увеличивается количество выносимых механических примесей. Этому способствует и нестабильность в режимах эксплуатации скважин и работе насосного оборудования. Нестационарность параметров эксплуатации в большей мере характерна для скважин, находящихся в зоне с пониженным пластовым давлением.
Любые, даже кратковременные остановки, например, при отключении электроэнергии, после запуска насоса приводят к кратковременному пиковому увеличению содержания механических примесей в скважинной продукции. Для стабилизации режимов работы ЭЦН целесообразно применять вариатор числа оборотов электродвигателя (преобразователь частоты) для обеспечения плавного запуска и вывода скважины на режим. На скважинах с интенсивным выносом механических примесей повышение надежности ЭЦН достигается при работе насосных агрегатов на частотах ниже номинальных, например, при снижении частоты на 20 %, т.е. до 40 Гц, надежность насосного агрегата возрастает на 25 %. Стабилизация режимов работы ШГН достигается увеличением глубины спуска насосов, применением хвостовиков, газосепараторов.
На Приразломном месторождении получили широкое распространение частотно – регулируемые приводы (ЧРП). Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с применением частотно регулируемого привода позволяет:
- плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки привода, на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя;
- добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (или сведения к минимальной) производительности насоса;
- производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц в период времени от 1 секунды до 2,5 часов, снижая возможность залпового выброса механических примесей;
- производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров.
Кроме приведенных технологических мер, эффективным способом борьбы с пескопроявлением является крепление пород пласта в призабойной зоне скважин, при помощи химических, физико-химических, механических методов или их комбинаций.
Как показывает промысловая практика, наиболее простыми и доступными методами предотвращения поступления песка из пласта являются механические, получившие наибольшее распространение. Механический метод предотвращения пескопроявлений заключается в оборудовании скважин различными противопесочными фильтрами. Существуют разнообразные варианты осуществления данного метода, например, создание в скважине гравийного фильтра, оборудование добывающих скважин поднасосными либо вставными забойными противопесочными фильтрами.
Для скважин, оборудованных ШГН и эксплуатирующихся в условиях невысокого пескопроявления, возможно использование поднасосных фильтров, которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- обладать необходимой механической прочностью и достаточной устойчивостью против коррозии и эрозионного воздействия;
- обеспечивать создание надежной гидродинамической связи с пластом;
- позволять проводить механическую или химическую очистку фильтра без извлечения его из скважины.
Технология оборудования скважины поднасосными фильтрами предусматривает выполнение следующих операций:
- освобождение скважины от подземного оборудования и очистку от песчаной пробки;
- сборку фильтра необходимой длины, соединение его с приемом глубинного насоса, установку заглушки на нижней секции;
- спуск НКТ с фильтром до необходимой глубины с подливом нефти в трубы;
- спуск плунжера насоса;
- ввод скважины в эксплуатацию методом плавного запуска.
Опыт эксплуатации технологии на скважинах нефтяных месторождений, оборудованных поднасосными фильтрами с титановыми фильтроэлементами, свидетельствует о ее эффективности и увеличении в 4-5 раз межремонтного периода работы скважины.
При борьбе с пескопроявлениями в скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН, хорошо зарекомендовала себя технология, заключающаяся в оборудовании скважин забойными вставными противопесочными фильтрами. Число секций фильтра подбирается из условия полного перекрытия интервала перфорации. Основным элементом фильтра является трубчатый перфорированный силовой корпус с соединительными муфтами и проволочной навивкой. Фильтр оборудован пакером для перекрытия кольцевого пространства между фильтром и эксплуатационной колонной, препятствующим попаданию песка в ствол скважины. Помещается фильтр на цементную пробку или взрывной пакер. Особенностью фильтра являются два продольных шва-замка, выполненных пайкой, для предотвращения роспуска всей проволочной навивки при ее повреждении в одном месте.