ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ НА АГАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ НА ДЕПРЕССИИ В КОМПЛЕКСЕ С ЭЦН

АННОТАЦИЯ

Роль Аганского месторождения в экономике РФ невозможно преувеличить. Оно входит в системообразующее предприятие ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». На Аганском месторождении добыто более 250-миллионнов тонн нефти.

Ожидаемая добыча нефти на Аганском лицензионном участке – 1 млн 573 тыс. 544 тонны.

Эксплуатационный фонд скважин Аганского месторождения с учетом операторских договоров на 1 ноября 2020 г. составляет 2 475 скважин.

Объем доказанных и вероятных запасов (2P) компании превышает 200 млн тонн.

Ключевые слова: Аганское месторождение, геолого-технические мероприятия (ГТМ), глубинный штанговый насос (ШСНУ), установка электроцентробежных насосов (УЭЦН), электроприводной центробежный насос (ЭЦН).

По извлекаемым запасам Аганское месторождение относится к классу крупных, а по геологическому строению – к сложным.

За последнее время на Аганском месторождении введены в эксплуатацию 5 скважин с общим приростом более 11 тыс. тонн, проведена 21 операция по зарезке боковых стволов (прирост – свыше 40 тыс. тонн). Реализованы геолого-технические мероприятия по переходу на высшие горизонты, интенсификации притоков, освоению скважин, обработке призайбойных зон, а также многостадийные гидроразрывы пластов.

Сегодня состояние Аганского месторождения характеризуется преобладанием скважин, находящихся на заключительной стадии разработки с резким ростом обводненности, снижения пластового давления.

Скважины заключительной стадии разработки требуют ГТМ, реконструкции старого и устаревающего оборудования для повышения рентабельности и дальнейшего экономическго производства в нефтеотдачи. Эффективность применяемых геолого-технические мероприятия заключается в сокращении затрат на добычу нефти.

На Аганском месторождении, как правило установлено ШСНУ. Для повышения эффективности ГТМ и дальнейшем проектирование разработки месторождения рекомендуется установка УЭЦН, что показано на рис. 1.

Рисунок 1. Принципиальная схема установки электроценторобежных насосов

«УЭЦН» состоит из электродвигателя, протектора и погружного насоса с помощью насосно-компрессорных труб, спускается в эксплуатируемую скважину. Электрический кабель служит для передачи электроэнергии к электродвигателю и крепится специальными металлическими поясами к насосно-компрессорным трубам. Применяемый кабель – плоский, трехжильный, изолирован и защищен хомутами или кожухами от механических повреждений.

Над насосами устанавливают сливной и обратный клапанв. Откачиваемую пластовую жидкость насос перемещает по насосно-компрессорным трубам. Оборудование устья скважинв обеспечивает герметизацию кабеля и труб, отвод жидкости и подвеску колонны обсадной трубы. Гидрозащита электродвигателя состоит из компенсатора и протектора, которые состоят из резиновой диафрагмы и торцевого укрепления (протектора).

Станция управления предназначена для управления погружным насосом, а также для утключения всей установки, при ее отклонении от нормального режима работы и проведения ремонтно-профилактических работ на скважинах. Сам центробежный насос состоит из рабочего колеса с лопостями, корпуса, вала и направляющего аппарата.

Вскрытие продуктивного пласта производится после монтажа внутрискважинного оборудования. Запуск скважины в эксплуатацию осуществляется, исключая дополнительную операцию глушения. Спуск компоновки ЭЦН и перфоратора в скважину производится на заданную глубину, обеспечивающую безопасное расстояние от перфоратора. Далее происходит ПВР и запуск ЭЦН для откачки жидкости из скважины.

Данная технология исключает ухудшение свойств продуктивного пласта жидкостью глушения, создает оптимальную депрессию для очистки перфорационных каналов и сокращает срок освоения скважины.

Реализация данной технологии проведения ПВЛГ за одно СПО (ЭЦН+ПВР) возможна за счет включения инициирующей головки модели «Искра» (рис. 2), которая после инициирования автоматически отсоединяется и падает на забой скважины.

Рисунок 2. Инициирующая головка «Искра»

Вся инновационная компоновка состоит из труб НКТ, на которых размещен электроцентробежный насос и кумулятивный перфоратор. Перфорационная система размещена ниже ЭЦН (рисунок 3).

Рисунок 3. Компоновка  нового скважинного оборудования для проведения ПВР в комплексе с ЭЦН за одно СПО на репрессии

В связи с такой сборкой компоновки подъема колонны насосно-компрессорных труб после инициирования срабатывания зарядов перфорационной системы и дополнительного глушения с последующим спуском ЭЦН не требуется, она уже находится в скважине над перфорационной системой.

Рассмотрим технологию ПВР+ЭЦН на репрессии. Вскрытие продуктивного пласта производится после монтажа внутрискважинного оборудования. Таким образом, запуск скважины в эксплуатацию осуществляется, исключая дополнительную операцию глушения.

Спуск компоновки ЭЦН и перфоратора в скважину производится на заданную глубину, обеспечивающую безопасное расстояние от перфоратора. Далее происходит ПВР и запуск ЭЦН для откачки жидкости из скважины. При проведении ПИП необходимо произвести ПВР (прострелочно-взрывные работы) с целью вскрытия вышележащего продуктивного горизонта. Процесс глушения вновь вскрытого пласта ухудшает его коллекторские свойства.

Чтобы избежать данного негативного воздействия существуют технологии проведения ПИП, которая позволяет не производить глушение скважин после проведения перфорации призабойной зоны вышележащего пласта, так как нет необходимости проведения спуско-подъемных операций (СПО) перед процессом освоения.

Данная технология была испытана на Самотлорском месторождении в 2019 году. Результаты испытаний представлены в таблице 1.

Таблица 1

Данные

Проект был направлен на сокращение времени ремонта скважины за счет уменьшения спуско-подъемных операций и исключение кольматирования продуктивного пласта благодаря отказу от операции глушения.

Результаты испытаний аналогичной технологии на Самотлорском месторождении:

Геологическая успешность достижения запланированных показателей по проекту составила 80% по запускным параметрам (4 скважин из 5), по скважине 8727 не получили приток после проведенной технологической операции;

Технологическая успешность составила 80% (4 скважин из 5) и связана с неуспешной операцией по прострелочно-взрывным работам на скважине 8727;

Экономическая успешность по фактически выполненным работам составила 60%;

Исходя из полученных данных в результате проведенных ОПИ, технология ЭЦН с одновременной перфорацией позволила сократить время работы бригады КРС в среднем на 48 часов (признана технологически и геологически успешной);

Целесообразно применять, технологию прострелочно-взрывных работ (на насосно-компрессорных трубах) при текущем и капитальном ремонте скважин на объектах Самотлорского месторождения (Проведение ОПИ для эксплуатации ЭЦН с одновременной перфорацией)», как альтернативу стандартному способу проведения ПВР на НКТ.

В период с сентября 2019 г. по март 2020 г. выполнено 5 операций по проведению прострелочно-взрывных работ (на насосно-компрессорных трубах) при текущем и капитальном ремонте скважин на объектах Самотлорского месторождения.

Предлагаем использование усовершенствованной компоновки ПВР+ЭЦН, где работы планируется проводить не на репрессии, а на депрессии. Новая компоновка позволяет создавать кратковременную депрессию перед ПВР. В состав компоновки, также, как и в ранее испытанной компоновки, входит инициирующая головка «Искра». Отличие заключается в наличии переходника с циркуляционными отверстиями (рис. 4).

Рисунок 4. Переходник с циркуляционными отверстиями

Основными инструментами проведения оптимизации работы ГНО является: регулирование параметров откачки, перевод с ШГН на ЭЦН, увеличение диаметра ЭЦН. Увеличение дебита нефти при оптимизации ГНО связано с увеличением откачки жидкости из скважины. Таким образом, наиболее эффективным является внедрение высокодебитных насосов (ЭЦН), что подтверждается данными статистической обработки.

За анализируемый период на объекте было проведено 16 геолого-технических мероприятий по оптимизации скважинного оборудования с успешностью 88 %. Дополнительная добыча нефти составляет 41 тыс. т нефти (6 % от общей дополнительной добычи нефти). Удельный технологический эффект, в среднем на одну скважину на уровне 2,6 тыс. т, средняя продолжительность эффекта на скважину, составила более пяти месяцев.

Механизированный фонд УЭЦН по состоянию на 01.01.2018 г. представлен 557 скважинами по пластам. В таблице 2 приведены основные технологические показатели эксплуатации скважин.

Таблица 2.

Основные технологические показатели эксплуатации скважин

Одним из признаков эффективного использования электроцентробежных насосов является соответствие их производительности в скважинах к рабочей области подач по паспортной характеристике.

На 01.01.2018 года вне границ рабочей области подач эксплуатируются: малопроизводительных (до 51 м3 /сут.) 29 УЭЦН, средней производительности (от 51 м3 /сут. до 200 м3 /сут.) 31 УЭЦН, высокопроизводительных (более 200 м3 /сут.) 39 УЭЦН. С целью обеспечения рационального недропользования и оптимальной работы насосного оборудования с одной стороны и интенсификации добычи нефти с другой стороны, определены минимальные забойные давления по содержанию свободного газа на приеме насоса не более 25 % согласно паспортным характеристикам УЭЦН.

Также снижение забойного давления ниже, чем на 20–25 % от давления насыщения не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений, так как может приводить к снижению продуктивности и даже необратимым повреждениям призабойной зоны.

Расчеты показывают, что 308 скважин, оборудованные УЭЦН, эксплуатируются с забойным давлением более 80 % от давления насыщения. Для таких скважин существует возможность установок насосного оборудования по интенсификации отбора жидкости. Для реализации возможности снижают забойное давление путем подбора соответствующих типоразмеров УЭЦН.

Список литературы:

1. На Аганском месторождении ОАО «СН-МНГ» добыта 250-миллионная тонна нефтиhttps://nangs.org/news/upstream/31-oktyabrya-na-aganskom-mestorozhdenii-oao-sn-mng-dobyta-250-millionnaya-tonna-nefti
2. ОТКРЫТЫЙ ЖУРНАЛ – МЕДИА ОБ ИНВЕСТИЦИЯХ И ФИНАНСАХ [Электронный ресурс] // https://journal.open-broker.ruАвторский надзор за реализацией проекта разработки Аганского месторождения, 2010 г., ЗАО ТИНГ
3. Нефтедобывающие в числе системообразующих [Электронный ресурс] // https://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2020/4/745/