Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования

Мероприятия по оптимизацииработы глубинно-насосного оборудования (ГНО) можно отнести к числу наиболее значимых ГТМ на месторождении.Этот вид ГТМ является наиболее простым и эффективным средством увеличения и поддержания уровня добычи на месторождении. Дополнительная добыча нефти в этом виде ГТМ связана с форсированным отбором жидкостии, как правило, с увеличением обводненности добываемой продукции. Увеличение типоразмера насоса и параметров откачки приводит к увеличению депрессии на пласт, что способствует вызову притока жидкости из ранее неохваченных выработкой пропластков. При этом воздействие на пропластки осуществляется не селективно, вследствие чего возможны притоки воды по наиболее проницаемым пропласткам или перетоки из-за негерметичности цемента за колонной.Данные мероприятия могут быть опасны с точки зрения резкого прорыва воды.Поэтому необходим постоянный контроль за обводненностью продукции оптимизированных скважин, чтобы в случае прорыва воды принять соответствующие меры (снижение депрессии и РИР).Успешность применения оптимизации высока еще и за счет продолжительности эффекта.Длительность проявления эффекта в виде увеличенного отбора нефти по скважинам изменяется в пределах от нескольких месяцев до нескольких лет.

Мероприятия по оптимизации ГНО на месторождении проводились ежегодно, максимальное количество приходится на 2008 и 2009 годы. Наиболее эффективнымиявляются такие мероприятия, как увеличение диаметра ЭЦН и ШГН, перевод скважин с ШГН на ЭЦН.За счет 135 ГТМ (12,2 % от общего количества ГТМ), проведенных за анализируемый период на 117 скважинах, дополнительно добыто (без учета переходящего эффекта) 143,3 тыс. т нефти, что составляет 23,3 % от общего количества дополнительной добычи. Но за счет этих мероприятий дополнительно добыто в 9 раз больше воды. Требуются большие затраты для дальнейшей подготовки высокообводненной продукции и утилизации пластовых вод, поэтому не всегда становится экономически выгодно проведение таких ГТМ.

При интенсификации отборов наблюдается рост обводнённости, чем меньше начальная обводнённость, тем больше этот рост.С каждым годом воды добывается все больше. Основным сдерживающим фактором при проведении оптимизации является подбор забойного давления, а, следовательно, и депрессии на продуктивный пласт.Опасность представляет прорыв краевых вод или перетоки вдоль ствола скважины от водонасыщенного пласта в связи с повышенным перепадом давления. Вторым ограничением для снижения забойного давления является газовый фактор. В результате разгазирования нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения может произойти снижение фазовой проницаемости для нефти и воды в пласте. Выбор оптимального забойного давления является основной задачей при оптимизации конкретной скважины. Оптимальное забойное давление рассчитывается с учетом величины давления насыщения. При снижении забойного давления ниже давления насыщения начинается разгазирование нефти в призабойной зоне пласта, что приводит к увеличению вязкости нефти, снижению фазовой проницаемости пород призабойной зоны, к отложению асфальтосмолопарафиновых соединений в призабойной зоне пласта. Но фактически, с учетом явления метастабильности потока и опыта разработки месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, разгазирование нефти начинается в условиях движущегося потока при давлении ниже давления насыщения примерно на 25-30 %.

При разработке месторождений методом заводнения пластовое давление, как правило, поддерживается выше давления насыщения, т. е. скважины работают (при P_заб<P_нас) в режиме локального разгазирования, когда газ в свободном виде выделяется только в некоторой области вблизи скважины (размеры этой области обычно не превышают несколько десятков сантиметров) (Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004). В режиме локального разгазирования увеличение фильтрационных сопротивлений за счет выделения газа может быть учтено путем замены истинного значения забойного давления эффективным давлением:

,

где – давление насыщения, Па;

– забойное давление, Па;

– относительная фазовая проницаемость нефти при критической газонасыщенности .

В результате проведённых оценочных расчётов для объектов Гремихинского месторождения величина эффективного давления соответствует 0,75 от давления насыщения.Сведения по допустимой депрессии приведены в таблице 7.10.

Таблица 7.10 – Сведения по допустимой депрессии по объектам

Для условий Удмуртии оптимальным сроком установления стационарного режима притока является время 15-30 суток. При испытании скважин на установившихся режимах потери добычи нефти из-за простоя скважин можно избежать за счёт спуска высокопроизводительных насосов на максимальную глубину. При этом производительность можно регулировать несколькими способами: частотой вращения или штуцером – для ЭЦН; параметрами длины хода и частотой качаний – для ШГН. Для более точной оценки забойного давления рекомендуется использование глубинных датчиков давления (например, датчик давления на приёме насоса у ЭЦН).

Гидроразрыв пласта

Назначение гидроразрыва пласта (ГРП) – увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта. Разрыв пласта, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности, происходит в результате достижения высоких давлений на забое скважины при закачке вязких жидкостей с большим расходом. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Критериями подбора скважин для ГРП являются обводненность скважин до 60 %; наличие уплотненного раздела между нефтенасыщенной и водоносной частями пласта (до ВНК не менее 5 м, до ГНК – не менее 8м), суммарная эффективная мощность пласта должна быть не менее 3 метров.Основное условие для ГРП – терригенные коллектора, для виброволнового воздействия в сочетании с кислотным разрывом – карбонатные породы. При кислотном разрыве пласта происходит гидроразрыв загущенной соляной кислотой или глинокислотой, содержащей ПАВ (например, прямая или обратная эмульсия из кислотного раствора, нефтепродукта и эмульгатора). Сочетает в себе химическое и гидростатическое воздействие. Основное условие для КГРП – массивные пласты карбонатных пород.Количество извлекаемых запасов по скважине-кандидату должно быть более 15 тыс. т; текущее пластовое давление в районе предполагаемого проведения ГРП должно составлять не менее 80% от начального значения; текущая компенсация в районе скважины-кандидата должна составлять не менее 115% с учетом прогнозируемого прироста дебита жидкости за счет проведения ГРП; проведение исследований по определению состояния цементного камня за эксплуатационной колонной (АКЦ) обязательно. Не допускается проведение ГРП при отсутствии цемента или плохого качества сцепления с колонной/пластом.

За анализируемый период на месторождении выполнено 51 ГРП различной модификации на 45 скважинах, и за их счет дополнительно добыто 29,3 тыс. т нефти. В основном, ГРП выполнялись на скважинах верейского объекта (42 мероприятия), хотя дополнительная добыча по ним составила всего 14,7 тыс. т (50,3% от дополнительной добычи по всем ГРП). Показатели работы скважин, на которых проводились ГРП, и виды ГРП приведены в таблице 7.11.

Как видно из таблицы, на некоторых скважинах ГРП проводились неоднократно. Чаще всего на верейских и башкирских скважинах выполнялся такой вид, как виброволновое воздействие+ГРП. Сущность технологии состоит в предварительном комплексном виброволновом воздействии на выбранную часть вскрытого интервала пласта, раскрытии имеющихся и инициировании создания сети новых трещин, расширении и углублении образованных трещин, а затем осуществлении гидроразрыва пласта и расклинивании трещины разрыва закачкой рабочих жидкостей, реагентов мелкодисперсной нефтекислотной эмульсии в сочетании с воздействием упругими колебаниями. Область применения – нефтяные залежи со слоисто-неоднородными карбонатными продуктивными пластами (известняки, доломиты, калькарениты). Объектами для применения технологии являются, в основном, добывающие скважины с низкой продуктивностью (вертикальные, наклонно-направленные, в некоторых случаях – горизонтальные и боковые стволы), а также нагнетательные скважины со значительными техногенными загрязнениями ПЗП, а также с многократными ОПЗ.

Таблица 7.11 – Показатели работы скважин, на которых проведены ГРП

При выборе скважин для обработки данным видом ГТМ главными критериями являются:

– вертикальная глубина залегания пласта до 2500 м, а для создания субгоризонтальных трещин разрыва – до 1300м;

– пористость, проницаемость и глинистость продуктивных отложений должны быть не ниже критических для данного месторождения, площади, участка (приемлемые значения К_п– 7%, К_пр = 0,010-0,50мкм² и выше, К_гл–10%);

– интервал перфорации вскрытого пласта должен быть не менее 2-3 м;

– пластовое давление не ниже 60-70% от гидростатического, но для конкретных залежей может быть установлено опытным путем;

– проявление скин-эффекта вследствие естественного или техногенного загрязнения ПЗП;

– качественное цементное кольцо, отсутствие заколонных перетоков на 15-20 м выше и ниже интервалов перфорации;

– внутренний диаметр обсадной колонны должен быть не менее 120 мм;

– не рекомендуются скважины, на которых ранее производились работы по ликвидации негерметичности обсадной колонны на глубинах, приближенных к интервалу перфорации;

– толщина непроницаемых пропластков, отделяющих нефтенасыщенные от водонасыщенных пластов (прослоев), должна составлять не менее 10м., но для конкретных скважин может определяться индивидуально, с учетом глубины пластов;

– расстояние от нижних перфорационных отверстий до ВНК должно быть не менее 5м.

Чаще всего применяется технологический комплекс виброволнового оборудования "СТРЭНТЭР". Для осуществления виброволнового воздействия используются гидродинамические генераторы колебаний типа ГД2В, способные генерировать низкочастотные (20-300 гц) колебания давления достаточно высокой амплитуды (до 6-8 МПа), а благодаря происходящим внутри них вихревым процессам, они успешно используются для приготовления эмульсий в процессе обработки скважин. Стойкая тонкодисперсная нефтекислотная эмульсия (жидкость разрыва и расклинивания) образуется непосредственно против объекта на выходе из генератора, что существенно удешевляет работы за счет исключения необходимости предварительного приготовления НКЭ.

На башкирских и верейских скважинах проводились также локальные ГРП (уплотнение перфорации с одновременным созданием депрессии на пласт при совместном применении стандартного корпусного перфоратора с имплозионной камерой, которая разгерметизируется одновременно со срабатыванием перфоратора и вскрытием пласта). Как видно из таблицы, на башкирских скважинах они выполнены с высокой эффективностью. Но наиболее высокоэффективными оказались ГРП на визейском объекте: эффективность находится в интервале от 6 до 22 т/сут. Все мероприятия по ГРП характеризуются достаточно большой продолжительностью – от нескольких суток до нескольких лет.

Для минимизации затрат при проведении КГРП и большеобъемной кислотной обработке,необходимо уделить большее внимание БСКО (большеобъемная солянокислотная обработка) как наименее затратному виду ОПЗ. Как показывает анализ данных ОПЗ по ОАО «Удмуртнефть», эффекты по проведенным работам сопоставимы, а затраты на БСКО и глубокие СКО в два разаменьше, чем при КГРП.Также стоит больше уделять внимание контролю качества закачиваемого рабочего агента при проведении БСКО. При БСКО происходит очистка призабойной зоны пласта от цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, солевых отложений, стимуляция матрицы. Эффект достигается за счет продавки кислотного состава в пласт в объеме, превышающем размеры поврежденной зоны, и воздействия на скелет породы, удаленной от ПЗП.Отличается от КГРП тем, что при КГРП достигается разрыв пласта, при БСКО – нет. Суть технологии сводится к попеременной закачке отклонителя и кислоты в определенных объемах и со скоростью, определяемой для каждой скважины в зависимости от приемистости, вязкости и обводненности добываемой продукции. На Гремихинском месторождении БСКО проводили в 2009 и 2010 годах на верейских скважинах. Удельная эффективность по нефти варьирует от 1,3 до 4,7 т/сут, продолжительность эффекта – от нескольких месяцев до нескольких лет.

Динамика показателей эффективности ГРП по видам и объектам разработки приведена на рисунке 7.16.

Рисунок 7.16 – Показатели эффективности ГРП

Из графика видно, что максимальная дополнительная добыча нефти получена за счет БСКО, проведенных в 2010 году на скважинах верейского объекта. Наибольшее количество мероприятий (виброволновое воздействие+ГРП) выполнено в 2008 году на скважинах верейского объекта. Из рисунка также видно, что при меньшем количестве мероприятий на скважинах визейского объекта дополнительная добыча нефти превышала добычу на других объектах. Роль ГРП в повышении нефтеотдачи на визейском объекте очевидна, и в целом по месторождению в повышении нефтеотдачи пластов мероприятия по ГРП играют большую роль.