Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

295

Годовая добыча нефти, 10

100

150

200

250

300

350

400

450

1999

2004

2009

2014

2019

2024

2029

2034

2039

2044

2049

2054

2059

2064

2069

Базовый

СРЭ

СРЭ+контроль

Годовая добыча жидкости, 10

300

600

900

1200

1500

1999

2004

2009

2014

2019

2024

2029

2034

2039

2044

2049

2054

2059

2064

2069

Базовый

СРЭ

СРЭ+контроль

Обводненность, д.ед.

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1999

2004

2009

2014

2019

2024

2029

2034

2039

2044

2049

2054

2059

2064

2069

Базовый

СРЭ

СРЭ+контроль

КИН, д.ед.

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

1999

2004

2009

2014

2019

2024

2029

2034

2039

2044

2049

2054

2059

2064

2069

Sequential (base)

Commingled

Commingled+c/v

Рис. 3. Технологичские показатели вариантов

296

Очевидно, что базовый вариант эксплуатации будет иметь два пика годовой

добычи нефти по причине ввода горизонта Б

. Максимальные годовые отборы нефти

по вариантам с СРЭ в 5,4 раза выше, чем в базовом варианте, поскольку продуктив-

ность горизонта Б

имеет более высокое значение (рис. 3). Оценка показала, что реа-

лизация СРЭ на примере Тополевского участка, имея значительные преимущества

перед базовым вариантом, снижает срок разработки месторождения с 60 до 40 лет.

Помимо этого, вариант СРЭ с регулирующими клапанами позволяет увеличить сте-

пень выработки по месторождению в целом по сравнению с нерегулируемым спосо-

бом, накопленная добыча выше на 105,4·10

тонн (табл. 1).

Таблица 1

Показатели разработки по вариантам

Вариант

Период

Нак. нефть,

тонн

КИН, д.ед.

Нак.

жидкость,

Базовый

60 лет (2010

2069)

693

581

9597

839

370

4756

Мест.

1533

443

14354

СРЭ

40 лет (2010

2049)

698

585

16967

836

369

397

Мест.

1534

444

20947

СРЭ+контроль

40 лет (2010

2049)

713

598

11631

926

408

7492

Мест.

1640

474

19123

Если производить сравнение вариантов контролируемой и неконтролируемой

совместно-раздельной эксплуатации, то необходимо отметить изменение дебитов

скважин на расчетный период. Динамика изменения дебитов по нефти и воде дета-

лизирована на рис. 4 для скважин №200, №201 и №204, и на рис. 5 – для скважин

№203, №205 и №206.

Дебит нефти, м

/сут

2010 2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049

200

200+конт.

201

201+конт.

204

204+конт.

Дебит воды , м

/сут

100

200

300

400

500

600

700

2010 2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049

200

200+конт .

201

201+конт .

204

204+конт .

Рис. 4. Динамика дебитов по скважинам №200, №201 и №204

297

Дебит нефти, м

/сут

2010 2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049

203

203+конт.

205

205+конт.

206

206+конт.

Дебит воды, м

/сут

100

200

300

400

500

600

700

2010 2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049

203

203+c/v

205

205+c/v

206

206+c/v

Рис. 5. Динамика дебитов по скважинам №203, №205 и №206

Прирост дебитов по нефти изменяется с 2,2 до 5,7 м

/сут, снижение дебитов по

воде составляет 212,4-448,6 м

/сут, что позволяет избежать около 720·10

добычи

воды в год (табл. 2).

Таблица 2

Изменение дебитов по скважинам

№

скв.

Прирост дебитов не

ти, м

/сут

Снижение дебитов

воды, м

/сут

Снижение

обводненности, %

200

374

201

212

203

254

204

448

205

394

206

383

Проведенный экономический анализ показывает, что прибыльность рекомен-

дуемых мероприятий очевидна, так как чистый дисконтированный доход при базо-

вом варианте при СРЭ без возможности регулирования в 4,9 раза выше, чем для ба-

зового варианта, а при СРЭ с возможностью регулирования – в 5,1 раза выше.

Поскольку пласт Б

представлен массивной залежью, подстилаемой водой, то

основным риском приобщения пласта Б

является вероятность конусообразования

подошвенной воды. При расчете чувствительности на данный фактор изменялось

положение нижних дыр перфорации. Помимо этого оценка продуктивности и скин-

фактора по пласту Б

также не производилась, и данный параметр является одной из

неопределенностей. Из проведенного анализа очевидно, что наибольшее влияние на

темпы отборов и конечную нефтеотдачу будет иметь расположение нижних дыр

перфорации в интервале пласта Б

(рис. 6).

298

Добыча нефти, 10

тонн

11.7

21.5

-19.3

-3.5

Skin=0

Skin=4

h=1.5m

h=4.5m

Рис. 6. Анализ неопределенностей при проведении мероприятий

Очевидно, что к реализации на Тополевском участке можно рекомендовать

внедрение СРЭ обоих пластов (вариант с использованием регулирующих забойных

устройств предпочтителен), поскольку это сократит срок разработки месторождения,

повысит конечную нефтеотдачу и, соответственно, увеличит прибыльность проекта.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. «СамараНИПИнефть» – Проект разработки Бариновско-Лебяжинского месторожде-

ния. – Самара, 2005.

2. Thomas O. Allen, Alan P. Roberts. Production operations. Well completions, workover and

stimulation. – OGCI and PetroSkills publications, Tulsa, Oklahoma, 2004.

3. Carlos A.Glandt. – Reservoir aspects of smart wells. – SPE 81107.

4. Birchenko V.M., Demyanov V.V., Conopczynski M.R., Davies D.R. SPE, HW University –

Impact of reservoir uncertainty on selection of advanced completion type. – SPE 115774.

5. Fernando J. Ferrer. Commingled production wells: experiences in Lake Maracaibo, Venezu-

ela. – SPE 49311.

6. Don Aldridge. Multi zone completion design considerations. – SPE 35229.

7. Ameer S.A., Almoayyed A.K. Single-string multy-zone completions in the Bahrain field. –

SPE 7756.

8. Nadri Pari N., Kabir A.H. Viability study of implementing smart/intelligent completion in

commingled wells in an Australian offshore oil fields. – SPE 122654.

9. Widarsono B., Atmoko H., Robinson W., Yuwono I.P. Application of fuzzy logic for deter-

mining production allocation in commingle production wells. – SPE 93275.

10. Rajagopal Raghavan. Behavior of wells completed in multiple producing zones. – SPE 14111.

11. Naus M.M.J.J., Dolle N., Jansen J.-D. Optimization of commingled production using infi-

nitely variable inflow control valves. – SPE 90959.

УДК 622.276.1/4(075.8)

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ

СКВАЖИН НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Р.В. Чернов

Цель работы – повысить эффективность работы нагнетательного фонда скважин в ус-

ловиях снижения эксплуатационных затрат. Предложенный проект позволит повысить

межремонтный период работы нагнетательных скважин, сократить транспортные

затраты, повысить эффективность работы персонала, обслуживающего нагнетатель-

ные скважины. В условиях поздней стадии разработки месторождения приходится ис-

кать способы повышения нефтеотдачи при вынужденном снижении эксплуатационных

299

затрат для сохранения рентабельности предприятия, сохранения рабочих мест, повы-

шения качества жизни сотрудников нефтяных предприятий.

Поздняя стадия разработки характеризуется необходимостью выполнения ре-

монтных работ по ликвидации возможных осложнений и аварий, связанных с внут-

рискважинным оборудованием, старением фонда и необходимостью восстановления

работоспособности конструктивных элементов скважин, повышенными требования-

ми к охране недр и необходимостью выполнения работ по восстановлению крепи

скважин, гepметизации колонн, изменением структуры запасов в сторону трудноиз-

влекаемых и необходимостью производства увеличивающихся объемов работ по

воздействию на продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.

При работе нагнетательной скважины происходит накопление в призабойной

зоне кольматирующих элементов, снижающих её проницаемость и, как следствие,

уменьшающих продуктивность скважины. Традиционно применяемые способы об-

работки призабойной зоны позволяют повысить продуктивность скважины, однако

их эффективность невелика. В предлагаемой работе решается задача повышения

эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.

Суммарное воздействие внешней, внутренней коррозии и повышенных нагрузок

на эксплуатационные колонны нагнетательных скважин явилось причиной повышенно-

го числа нарушений э/к напротив тульского горизонта. Закачиваемая вода при выходе из

НКТ рассеивается с большой скоростью под углом 45-60º, создавая ударную нагрузку

на эксплуатационную колонну. В работе предлагается оборудовать низ НКТ устройст-

вом ЦВОУ – центрирующий воронкообразный опрессовочный узел.

Один из разделов проекта – использование динамического излива для очистки

призабойной зоны нагнетательных скважин. Автор столкнулся с тем, что традици-

онно применяемый динамический излив не подходит для ряда скважин, нуждаю-

щихся в очистке. В известный способ были внесены изменения: повысилось давле-

ние нагнетания, изменился удельный вес закачиваемой воды, стали применяться по-

верхностно-активные вещества. В результате удалось добиться почти 100%-ной га-

рантии эффективности, хотя при использовании традиционной технологии эффекта

удавалось добиться только на 50-60% скважин.

Во втором разделе рассматривается устройство, позволяющее снизить нагрузку на

эксплуатационную колонну при нагнетании воды под большим давлением. Проблема

абразивного механического износа эксплуатационной колонны потоком воды, исходя-

щим из насосно-компрессорных труб, в отечественной и зарубежной практике не рас-

сматривалась. В предложенном изобретении решается задача минимизации воздействия

потока закачиваемой через колонну насосно-компрессорных труб жидкости на обсад-

ную колонну скважины. Применение предложенного центрирующего воронкообразного

узла позволит минимизировать воздействие потока закачиваемой через колонну насос-

но-компрессорных труб жидкости на обсадную колонну скважины и, тем самым, увели-

чить работоспособность и долговечность обсадной колонны.

СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ИЗЛИВОМ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти

применение при очистке призабойной зоны нагнетательной скважины [1].

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности

очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной

скважины изливом, включающем закачку жидкости в призабойную зону до повышения

давления и излив жидкости из скважины, согласно изобретению, предварительно цир-

куляцией заполняют скважину жидкостью с плотностью, меньшей, чем пластовая вода,

не менее, чем на 0,1 г/см

, организуют доставку в колонну насосно-компрессорных труб

300

на забое скважины 4-6 м

0,1-0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества

МЛ-81Б в пресной воде, закачку жидкости в призабойную зону проводят через колонну

насосно-компрессорных труб до повышения давления не более чем до допустимого зна-

чения давления на обсадную колонну скважины со скоростью закачки 5-10 м

/ч, а при

изливе ограничивают расход жидкости величиной не более 4 м

/ч.

В объем жидкости с плотностью, меньшей, чем пластовая вода, включают 4-

6 м

0,1-0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной

воде. При циркуляции этот объем размещают таким образом, чтобы к окончанию

циркуляции он занял место в колонне насосно-компрессорных труб на забое сква-

жины. Таким образом организуют доставку в колонну насосно-компрессорных труб

на забое скважины 4-6 м

указанного раствора.

Через колонну насосно-компрессорных труб при перекрытом на устье скважины

межтрубном пространстве (пространстве между обсадной колонной и колонной насос-

но-компрессорных труб) ведут закачку жидкости с плотностью, меньшей, чем плот-

ность пластовой воды, не менее чем на 0,1 г/см

. При этом в призабойную зону первым

поступает объем 0,1-0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в

пресной воде, который отмывает поры пласта от загрязнений. Закачку ведут до повы-

шения давления не более чем до допустимого значения давления на обсадную колонну

скважины. Обычно давление поднимают до значения, на 10% меньшего максимально

допустимого, обеспечивая запас прочности. Скорость закачки поддерживают в пределах

5-10 м

/ч, что способствует максимально быстрому заполнению призабойной зоны жид-

костью и, в то же время, не вызывает эффекта снижения приемистости, возникающего

при чрезмерно высокой скорости закачки. Наиболее целесообразно использовать для

закачки цементировочный агрегат ЦА-320, способный обеспечить широкий диапазон

скоростей закачки и давлений закачки. Наиболее рациональный объем закачки состав-

ляет 10-14 м

жидкости с созданием давления 8,5-10,0 МПа.

После этого прекращают закачку и проводят излив жидкости через колонну

насосно-компрессорных труб с расходом жидкости не более 4 м

/ч. Согласно про-

мысловым данным такой расход с одной стороны обеспечивает интенсивный вынос

загрязняющих частиц, а с другой – не приводит к схлопыванию пласта и снижению

приемистости скважины после излива. В качестве основного метода излива приме-

няют метод динамического излива, представляющий собой сочетание кратковремен-

ного излива (чередование открытия скважины на 10-12 мин на излив с закрытием на

6-7 мин для перераспределения пластового давления, повторяемое в течение 6-7

циклов) с последующим длительным изливом для промывки забоя скважины, ко-

лонны насосно-компрессорных труб, устьевой арматуры и водовода.

Выбор для закачки жидкости с плотностью, меньшей, чем плотность пласто-

вой воды, не менее чем на 0,1 г/см

, обусловлен следующим. Более низкая плотность

нужна для повышения эффективности, увеличения объёма излива. Уменьшение

плотности жидкости закачки на 0,1 г/см

приводит к увеличению глубины (уровня)

жидкости в скважине на 100 м, т.е. в случае использования колонны насосно-

компрессорных труб 2” дополнительный излив составляет 200 л, в случае использо-

вания колонны насосно-компрессорных труб 2,5” дополнительный излив составляет

300 л на каждое понижение плотности на 0,1 г/см

Из-за разницы пластового и гидростатического давлений, создаваемой разни-

цей в удельных весах пластовой и закачанной воды, длительность излива увеличива-

ется, а следовательно, повышается эффективность проведения очистки призабойной

зоны методом динамического излива.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очи-

стки призабойной зоны нагнетательной скважины.

301

ЦЕНТРИРУЮЩИЙ ВОРОНКООБРАЗНЫЙ УЗЕЛ

Анализ повышенного числа нарушений эксплуатационных колонн нагнета-

тельных скважин напротив тульского горизонта показал следующее: в 6 из 10 случа-

ев причиной порывов были повышенные нагрузки на э/к, возникшие:

а) в двух случаях – из-за проработки э/к гидроскребком;

б) в одном случае – из-за проведения ГРП;

в) в двух случаях – из-за повышенного давления при ОПЗ;

г) в одном случае – при опрессовке э/к.

Некоторую роль сыграла, конечно, внешняя коррозия. Но в случае с наруше-

ниями напротив тульского горизонта есть ещё один фактор – внутренняя коррозия.

Как показал анализ, это касается как скважин, в которые закачивается сточная вода,

так и скважин, в которые закачивается пресная вода. Дело в том, что если эксплуа-

тационный горизонт – бобриковский, а низ насосно-компрессорных труб (НКТ) на-

ходится на 20-30 м выше интервала перфорации, т.е. как раз напротив тульского го-

ризонта, то данный участок э/к остаётся незащищённым

антикоррозионной жидкостью, закачиваемой в межтруб-

ное пространство. В пресных скважинах при остановке

закачки в этот участок попадает пластовая вода, которая

может содержать сероводород Н

S, кислород О

, сульфат-

восстанавливающие бактерии СВБ.

Суммарное воздействие внешней, внутренней

коррозии и повышенных нагрузок на э/к и явилось при-

чиной повышенного числа нарушений э/к напротив

тульского горизонта.

Причиной того, что эксплуатационные НКТ спуска-

ются на 20-30 м выше интервала перфорации, является

необходимость проведения геофизических исследований

без подъёма НКТ. При спуске НКТ ниже этой отметки

есть риск проведения неудачных исследований из-за на-

правленной большой скорости потока.

Низ эксплуатационных НКТ обычно оборудуется пе-

ро-воронкой также для проведения ГИС. Над воронкой ус-

танавливается опрессовочное седло для опрессовки колон-

ны НКТ. При этом во время проведения ГИС прибор под-

нимается с забоя наверх без затяжек и осложнений. Но при

этом закачиваемая вода при выходе из НКТ рассеивается с

большой скоростью под углом 45-60º, создавая ударную

нагрузку на эксплуатационную колонну (рис. 1).

При наличии большой кривизны НКТ может

«лечь» на стенку эксплуатационной колонны и ударная

нагрузка потока воды на эксплуатационную колонну мо-

жет быть очень большой (рис. 2).

Предлагается оборудовать низ НКТ устройством

ЦВОУ – центрирующий воронкообразный опрессовочный

узел (рис. 3-5).

В предложенном изобретении решается задача ми-

нимизации воздействия потока закачиваемой через ко-

лонну насосно-компрессорных труб жидкости на обсад-

ную колонну скважины [2].

Рис. 1.

Направление

движения воды

на выходе из НКТ

Рис. 2.

Ударная

нагрузка потока воды

при большой кривизне

302

Для минимизации воздействия потока закачиваемой через колонну насосно-

компрессорных труб жидкости на обсадную колонну скважины предлагается цен-

трирующий воронкообразный узел, включающий воронку и цилиндрический корпус

с опрессовочным седлом. Наружная поверхность воронки выполнена в виде цилинд-

ра с диаметром, меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны скважины на 3-

10 мм. Внутренняя поверхность воронки выполнена в виде сопла с цилиндрическим

окончанием. Отношение внутреннего диаметра опрессовочного седла Д

ос

к диаметру

цилиндрической части сопла Д

составляет от 0,36 до 0,52, а произведение расстоя-

ния от опрессовочного седла до низа цилиндрической части сопла и отношения диа-

метров Д

ос

: Д

составляет от 144 до 156.

Эти параметры подобраны экспериментально так, что максимально обеспечи-

вают выравнивание потока жидкости после его сужения в опрессовочном седле. При

существующих расходах жидкости при закачке рабочего агента в продуктивный

пласт через нагнетательную скважину данные параметры способствуют полному

выравниванию потока жидкости по оси обсадной колонны, преобразуют поток жид-

кости из турбулентного в опрессовочном седле в ламинарный на срезе воронки, что

предотвращает ударное, абразивное воздействие на обсадную колонну в месте раз-

мещения низа колонны насосно-компрессорных труб.

Цилиндрический корпус может иметь на наружной поверхности, на верхней и

нижней плоскостях скосы (не показаны) для облегчения прохождения устройства

внутри обсадной колонны при спуске и подъеме из скважины.

Применение предложенного центрирующего воронкообразного узла позволит

минимизировать воздействие потока закачиваемой через колонну насосно-

компрессорных труб жидкости на обсадную колонну скважины и, тем самым, уве-

личить работоспособность и долговечность обсадной колонны.

Рис. 3. Конструкция низа НКТ нагнетательной скважины

Эксплуатационная колонна

Интервал перфорации

Колонна НКТ

Цен

трирующий воронкообразный

опрессовочный узел

303

Резьбовые соединения

Опрессовочный узел

Опрессовочное седло

внутр Ø 48

Сопло

Центрирующий узел

Ø 122

200

100

350

450

Для НКТ 2", э/к 146 мм

Резьбовые соединения

Опрессовочный узел

Опрессовочное седло

внутр Ø 58

Сопло

Центрирующий узел

Ø 142

250

100

350

500

Для НКТ 2,5", э/к 168 мм

Рис. 4. ЦВОУ для НКТ 2”, э/к 146 мм

Рис. 5. ЦВОУ для НКТ 2,5”, э/к 168 мм

304

Для свободного прохождения узла по эксплуатационной колонне наружная

поверхность центрирующего узла может быть выполнена из неметаллического мате-

риала. Это позволит не создавать механическую нагрузку на внутреннюю поверх-

ность эксплуатационной колонны в местах большого набора кривизны.

Для сохранения ламинарного течения жидкости и максимально возможного

исключения вихреобразного течения внутренняя поверхность центрирующего узла

выполняется в виде сопла.

При использовании этого устройства достигается следующее:

1. Возможность опрессовки НКТ за счет входящего в конструкцию устройства

опрессовочного узла.

2. Центровка низа НКТ благодаря входящему в конструкцию устройства цен-

трирующему узлу, внешний диаметр которого сравним с шаблоном, используемым

для шаблонировки эксплуатационной колонны.

3. Постепенное равномерное рассеивание потока воды, что значительно сни-

жает ударную нагрузку на эксплуатационную колонну.

4. Возможность проведения геофизических исследований без затяжек, что

достигается за счёт того, что внутренний диаметр центрирующего узла больше

внутреннего диаметра опрессовочного узла.

5. Сокращение времени проведения ремонтных работ, что достигается тем,

что функции двух устройств – воронки и опрессовочного седла – выполняет одно

устройство (сокращение времени на свинчивание-развинчивание).

6. Сокращение количества нарушений эксплуатационных колонн из-за сниже-

ния нагрузки на эксплуатационные колонны.

В комплексе эти решения позволят повысить эффективность работы нагнета-

тельного фонда скважин.

Повышение эффективности проведения очистки призабойной зоны пласта бу-

дет актуально для нагнетательных скважин в условиях поздней стадии разработки

для месторождений с высоким пластовым давлением, а также в случае, если степень

очистки закачиваемой воды не отвечает требованиям, необходимым для длительной

закачки без снижения приемистости.

Представленное устройство для снижения нагрузки на эксплуатационную ко-

лонну может быть использовано при закачке воды под высоким давлением. Так как

все нагнетательные скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами, дан-

ное устройство может быть широко применено. На скважинах с большой кривизной

и большим давлением закачки использование центратора просто необходимо, чтобы

не создавать ударную нагрузку на обсадную колонну. Ликвидация порыва обсадной

колонны стоит более 2 млн. рублей. Устройство будет стоить порядка 3-

5 тыс. рублей, т.е. всего на 1-2 тысячи дороже, чем просто опрессовочное седло.

Ликвидация порыва эксплуатационной колонны стоит дороже, чем оборудова-

ние предлагаемыми устройствами всех нагнетательных скважин месторождения.

Повышение эффективности проведения очистки призабойной зоны пласта не

требует дополнительных затрат. Данный метод может заменить дорогостоящие ре-

монты с использованием бригады подземного ремонта скважин. Эффективность бу-

дет ощущаться сразу же после использования метода. Срок окупаемости: 0 лет.

Эксплуатация нагнетательной скважины с большой кривизной и высоким дав-

лением закачки может в течение нескольких лет привести к разрушению металла

обсадной колонны. Трудно сказать, насколько сократится количество порывов экс-

плуатационных колонн при использовании предлагаемого центрирующего устройст-

ва, но данное мероприятие позволит повысить межремонтный период работы сква-

жины. Ожидаемый срок окупаемости – 1 год.