Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

Дальнейшая их эксплуатация определяется экономической ситуацией на предприятии, рентабельностью работы высокообводненных скважин.

Пласт ЮС1 с 1995 года эксплуатируется одной скважиной № 2014, а в 2001 году было пробурено еще три скважины, со средним дебитом 10 т/сут.

Анализ по горизонту ЮС2 проведен с учетом распределения выделяемых типов коллекторов.

Регионально нефтеносен пласт ЮС21, в котором выделяется три типа коллекторов, пласт ЮС22 нефтеносен лишь на отдельных участках.

В эксплуатации находятся отдельные скважины и опытно-эксплуатационный участок, с коллекторами всех трех литотипов.

По состоянию на 1.01.06 г. в эксплуатации на нефть перебывало 43 скв., в том числе 7 нагнетательных скважин опытного участка. За весь период работы отобрано 873тыс.т нефти или 15% от НИЗ на балансе ВГФ. Анализ показал эффективность работы скважин, вскрывших зоны I и II литотипов. В 1996 году 7 скважин с I литотипом коллектора обеспечили 44.6% годового отбора нефти, 11 скважин со II типом разреза - 28.7% и 18 скважин с III типом строения дали 26.7%.

В 2005 году по горизонту ЮС2 добыто 95,815 тыс.т нефти. Средний дебит равен 6,8 т/сут нефти и 9,3 т/сут по жидкости. Обводненность –27,1%.

Опытно-промышленная эксплуатация на участке начата в 1987 году, внедрена 9-ти точечная система, сетка 500x500 м.

Основные результаты:

• зоны пониженных давлений отдельных скважин прослеживаются даже при двухстороннем воздействии;
• низкая приемистость нагнетательных скважин;

• повышенное давление отмечается практически только в призабойной зоне пласта всех нагнетательных скважин;
• отмечается временная несогласованность динамики изменения давления в добывающих и нагнетательных скважинах.

Текущий КИН по скважинам с I литотипом - 21%, со II типом разреза – 7,5%, при III типе -13.3%, в целом по горизонту - 5.5%..

КИН по характеристикам вытеснения предполагается равным 14-15%.

Параметры пластов Западно-Сургутского месторождения приведены в таблице 3.3.

Динамика разработки Западно-Сургутского месторождения в целом с начала разработки за последние 10 лет приведена на рисунке 3.2.

 

Таблица 3.3

Параметры пластов Западно-Сургутского месторождения

Пласт	Ед.изм.	АС-9	БС-1	БС2+3	БС-4	БС-10	БС-11	ЮС-2
Параметры
Ср.глубина залегания	м	1920	2064	2064	2064	2350	2370	2850
Тип залежи		Литол. экранир	Платовая Сводовая				Литол. экранир	Платовая сводовая
Система разработки			блоков. трехрядн. с очаг. заводн	блоков. пятирядн. с законт. заводн.		сочет.площ. девят.с блок.трехр.и пятир.сист	блочно квадратн
Плотность сетки скв.	м		600*600 700*700	500*500		600*600 700*700	комбинир 400*500
Общая мощность	м	12,5	6,14	16,7	7,3	13,5	25,2
Ср.н-насыщ.толщ.	м	3,6	4,1	9,2	3,5	8,1	4,5	4,8
Отметка ВНК	м	1875	2014	2014	2014	2278
Пористость	%	0,26	0,26	0,28	0,28	0,23	0,2	0,14
Нефтенасыщенность	доли ед.	0,4	0,64	0,519	0,544	0,539
Проницаемость	Д	0,341	0,552	0,442	0,265	0,114	0,061	0,012
Гидропроводность	д*см/сПз	-	119,3	113,5	1,18	22,79	22,79	5,01
Коэф.песчанистости	доли ед.	0,54	0,78	0,81	0,73	0,7	0,32	0,151
Коэф.расчленн.	доли ед.	3,4	1,6	3,8	3,8	4,9	4,4	2,1
Показ.неоднородн.(зон)		0,596	0,451	0,632	0,53	1,175	1,175
Пласт.температура	град.С	55	60	60	60	67	67	74,3
Пласт.давление нач.	атм.	190	201	202	203	227	227	243
Вязкость н.в пл.усл.	МПа*сек	7,9	5,46	6,57	6,57	3,53	3,56	3,08
Вязкость сепар.нефти	сПз	-	45,54	40,23		39,26
Плотн.н.в пл.усл.	г/см3	0,83	0,833	0,843		0,826	0,26
Плотн.сепар.нефти	г/см3	0,83	0,882	0,887	0,887	0,884	0,884	0,885
Объемн.коэф.пл.нефти	доли ед.	0,13	0,81	0,381	0,28	0,127	0,127	0,057
Пересч.коэф.ж.в пл.усл		1,3	1,24	1,24	1,24	1,26	1,26	1,26
Содержание серы	%		1,63	1,88		1,89	1,89
Содерж. асфальтенов	%		3,46	3		2,6
Содержание смол	%		9,9	10,5		9,1
Содерж. Парафина	%		4	4		4	4
продолжение таблицы 3.3
Давление насыщения	атм.	95	90,4	87		100	100
Газосодержание нефти	м3/т	55	40	37	38	49	49
Вязкость воды в пл.усл.	сПз	0,6	0,6	0,6	0,5	0,5	0,5
Уд.вес пласт.воды	г/см3	1,015	1,01	1,007		1,009	1,009
Тип пл.воды	Хлор – кальциевый
Минер.пл.воды	г/л		16,1	16,3		16,1	16,1
Плотность газа	кг/м3	0,766	0,838	0,796		0,823	0,823	0,929
Содерж. метана в газе	%	91,5	86,1	89,3		86,8	86,8	75,7
Содерж. азота в газе	%	1,01	1,7	1,9		1,7	1,7	2,1
Уд.коэф.продуктивности	г/сут*атм*м	2,9	1,33	2,3	1,015	0,77	0,77	0,3

 

Рисунок 3.2 - Динамика разработки Западно-Сургутского месторождения

 

3.3 Осложнения при эксплуатации скважин

 

 

В ходе разработки Западно-Сургутского месторождения характерными осложнениями при эксплуатации фонда скважин являются асфальто-смоло-парафинистые отложения (АСПО) в стволах скважин, а так же песчаные пробки. Эти осложнения приводят к полному или частичному перекрытию проходного отверстия лифтовых труб, что ведёт к уменьшению дебита добывающих скважин, или приёмистости нагнетательных.

 

Методы предотвращения и борьбы с АСПО

В технологических процессах добычи и транспортировки нефти АСПО – это часть массы асфальтосмолистых и (или) парафинистых нефтей. Эта масса выделяется из нефти под влиянием таких внешних факторов как снижение температуры (по трубопроводу, стволу скважины) и давления, и собирается на поверхности труб (в скважинах), подземного оборудования, породы в призабойной зоне пласта.

Последствия образования АСПО, а также трудности, возникающие при их предотвращении удалении, связаны с разнообразием состава и свойств отложений.

Образование АСПО, по мнению многих исследователей, начинается в тот момент, когда нефть вступает в контакт с поверхностью труб, имеющих температуру, близкую к температуре плавления парафина (37-89°С в зависимости от состава нефти) или ниже ее.

Вследствие снижения температуры нефти в пристенном слое происходит снижение ее растворяющей способности по отношению к парафинам.

Для повышения эффективности транспортировки и добычи нефти и водонефтяных эмульсий необходимо:

• предотвратить образование АСПО и их сорбцию на поверхности труб;

• уменьшить реальную шероховатость труб и т.д.

В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а также удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласта – механические, химико-механические, термические, физические, химические, физико-химические и их различные комбинации.

Механические методы используют в основном для периодического удаления АСПО с поверхностей нефтяного оборудования, подъемных лифтов, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. При этом способе применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.

Химико-механические методы предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО емкостей, резервуаров;

циркуляционной очистки скважин от отложений, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования.

Термические методы применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путем поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. При данном методе применяются также разогретая нефть (АДП) или острый пар (ППУ).

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы различных модификаций), ультразвука (звукомагнитные активаторы), покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

Химические методы включают в себя использование различных химических реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ- удалителей, растворителей и т.д.

При выборе метода предупреждения или профилактического удаления отложений АСП следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойств добываемой продукции. Следует отметить и то, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры как интервал возможного парафинообразования и интенсивность выделения твердой фазы на стенках скваёжинного оборудования. Последнее обусловлено перенасыщением нефти твердыми парафинами вследствие снижения температуры нефти и выделения газа по мере продвижения потока жидкости от забоя к устью.

В ОАО «Сургутнефтегаз» наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью (термический метод). Данная промывка представляет собой закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти (до 110°С в зависимости от способа эксплуатации скважины) агрегатом АДП. При этом горячая нефть нагревает НКТ, а восходящий поток растворяет и выносит отложения. Однако данный способ борьбы с АСПО имеет такую характерную особенность, как большие тепловые потери в окружающие скважину горные породы в начале закачки.

Из механических методов обработки скважин применяются скребки-центраторы различных конструкций (удаление отложений внутри НКТ), а также скребки различных конструкций для очистки эксплуатационных колонн. Эффективность применения скребков-центраторов увеличивается с применением штанговращателей. Однако при использовании скребков-центраторов возможны такие негативные последствия, как разрушение скребков, возможны закупоривания внутреннего пространства НКТ.

Из химических методов борьбы с АСПО применяется промывка скважин растворителями (в частности бензиновой фракцией). Данный метод применяется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным. Наряду с эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты,

Также на месторождениях акционерного общества использовались магнитные и звукомагнитные активаторы (физический метод), Однако заметной эффективности использования активаторов не отмечено, Исключение составляет использование магнитных активаторов типа «МАГНОЛИУМ».

Для более успешного использования активаторов необходимо проводить специальные исследования по подбору характеристик магнитов условиям добычи и свойств добываемой продукции.

В заключение можно отметить, что в настоящее время на предприятиях нефтяной и химической промышленности выпускаются современные и высокоэффективные химические реагенты: ингибиторы парафиноотложений типа ТПНХ-1, многофункциональные реагенты типа МЛ и ТЭМП различных модификаций. Данные реагенты можно использовать как для предупреждения и удаления АСПО с нефтяного оборудования, так и для очистки призабойной зоны пласта, а также при глушении скважин, что способствует улучшению фильтрационной зоны пласта и облегчению освоения скважин.

Также для предупреждения порывов в системе ППД вода должна закачиваться под определённым давлением и соответствовать требованиям. Требования, предъявляемые к качеству воды, изложены в РД – 39 –1-1155-84 Основные положения по качеству поверхностных пресных и промысловых сточных вод, применяемые для закачки в пласт на месторождениях Западной Сибири. К числу основных требований, предъявляемых к нагнетаемой в пласт воде, относятся:

1.Содержание газа – 0.

2. Содержание нефтепродуктов до 60 мг/литр.

3.Содержание твердых частиц  до 50 мг/литр.

4.Размер твердых частиц –  не более 0,2 мм.

Перед сдачей горизонтальных скважин в эксплуатацию необходимо: горизонтальный ствол промыть с помощью гибкой колонны труб, заменить жидкость нефтью и исследовать скважину в полном объеме утвержденного стандарта предприятия.

Исследования проводятся при отработке по лифту скважин пенными системами (бустерная установка) или азотом. Далее скважина глушится соленым раствором с буферным объемом жидкости, приготовленным на основе КМЦ, СНПХ-3100 и т.п. Последующие ремонты проводить в соответствии с утвержденной гл. инженером ОАО «Сургутнефтегаз» Н.И. Матвеевым «Инструкцией по глушению нефтяных, газовых и нагнетательных скважин перед проведением текущего, капитального ремонта и освоения скважин». Глушение скважин должно вестись без закачки жидкости в пласт, с применением буферных жидкостей на основе КМЦ, СНПХ-3100 и т.п.

Обязателен спуск вставных насосов с клапанами-отсекателями АО «ТТДН». Перед извлечением насоса скважина промывается горячей водой.

Если возникнет необходимость спустить невставной насос, то следует цилиндр с плунжером и всасывающим клапаном спустить на НКТ, а затем колонну штанг с автозахватом плунжера. Компоновка включает стационарный всасывающий клапан и сливной клапан.

Из-за отсутствия серийного производства отечественных клапанов-отсекателей для скважин с УЭЦН рекомендуется опробовать клапана зарубежных фирм, например фирмы «Гайберсон». Комплект скважинного оборудования включает: пакер, клапан-отсекатель, противополетное устройство.

Низкодебитные скважины с УЭЦН на режим следует выводить с помощью передвижной тиристорной установки.

При интенсивном пескопроявлении из-за разрушения ПЗП рекомендуется применять технологию закрепления коллектора цементно-карбонатной или другими смесями.

Внедрение вставных насосов с клапанами-отсекателями позволит сохранить продуктивность ПЗП в процессе ремонта скважин. Сотрудниками ТФ «СургутНИПИнефть» разработан метод воздействия на ПЗП высокими депрессиями без глушения скважин и проведения СПО, отработана технология управления за работой установок. Недостаток УШГН – это высокие затраты СМР привода. Но более высокая достигнутая надежность скважин с УЭЦН, экологическая их безопасность, простота монтажа привода дают право рекомендовать УЭЦН для скважин в водоохранных зонах и для горизонтальных скважин начиная с дебита 15м3/сут.

Штанговыми насосными установками и УЭЦН с газозащитными устройствами практически обеспечивается допустимые (по условиям притока газонасыщенной нефти в скважину) депрессии на пласт  (Рзаб. < 0.75 Рнас.). Спускать следует ШГН до 1600-1700м с газосепараторами, а УЭЦН на глубину до 1800 м. Гарантируется давление на уровне 12.0-15.0 МПа. Давление и температура при глубине спуска УЭЦН на 1800 м соответствует техническим условиям эксплуатации агрегата и кабеля.

Из-за высокого забойного давления на фонтанном режиме эксплуатировать скважины не эффективно. Из-за низкой напорности электродиафрагменных насосов (УЭДН) их не рекомендуется применять для создания высоких текущих депрессий в глубоких низкодебитных скважинах Фёдоровского месторождения.

Второе направление повышения эффективности насосных скважин – обеспечение высокого МРП и коэффициента использования при рекомендованных режимах откачки.