Файл: Выпускной.pdf

22
Применение СКВ и СКО в рифейских отложениях позволяет значительно увеличить гидродинамическую связь с пластом.
Замечено, что скважины с близкими значениями нефтенасыщенных толщин имеют значительное различие в дебитах. Петрофизические данные не позволяют определить точные причины, однако существует предположение, что высокодебитные скважины приурочены к тектоническим разломам меридионального направления и оперяющим трещинам.
2.2 Рекомендуемая технология воздействия на пласт
Нефтяная залежь рифейской карбонатной толщи всюду подстилается водой и почти полностью покрывается обширной газовой шапкой. В этих условиях, после начала эксплуатации нефтяной залежи, следует ожидать активного проявления газонапорного режима со стороны газовой шапки и заметного подпора со стороны подошвенных вод.
Ввиду очень малого разрыва между первоначальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, около 2 Мпа, следует также ожидать разгазирования нефти в пласте с образованием пузырьков окклюдированного газа и фильтрацией газированной нефти – т.е. будут наблюдаться характерные элементы и режима растворенного газа. На эти основные режимы эксплуатации пласта накладывается поле гравитации, которое будет в значительной степени влиять на процесс образования и разрушения газовых и водяных конусов в районе действующих добывающих скважин. Таким образом, режим эксплуатации нефтяной залежи рифейской карбонатной толщи будет чрезвычайно сложным.
Начиная с 1987 года, во всех без исключения случаях, перед вызовом притока осуществляется соляно-кислотная ванна, а при наличии приемистости
– соляно-кислотная обработка. В случае получения низкодебитных притоков углеводородов, использовались дополнительные соляно-кислотные обработки.

23
Соляно-кислотные обработки и ванны совершенно необходимы при разработке карбонатной толщи Юрубченского блока, так как система трещин в карбонатном коллекторе нуждается в очистке и дренировании: она, по- видимому, сильно загрязнена при кольматации поглощающих интервалов. Но с другой стороны проведение большеобъемных, глубокопроникающих соляно- кислотных обработок и задавливание кислоты в пласт при высоких давлениях, близких к давлению гидроразрыва, является опасным, так как может открыть каналы прорыва газа газовой шапки к забою добывающей скважины или вызвать преждевременное обводнение скважины. Необходимо кропотливо обобщать опыт соляно-кислотных обработок на Юрубченском блоке, чтобы создать оптимальную технологию их проведения.
Вскрытие продуктивных отложений рифея осуществлялось на различных промывочных жидкостях:
- технической воде;
- рассоле;
- водно-инверто-эмульсионных растворах (ВИЭР);
- глинистом растворе с различными добавками.
Плотность применяемых растворов изменялась от 0,98 до 1,08 г/см . Несмотря на применение при вскрытии промывочных жидкостей малой плотности, из-за аномально-низкого начального пластового давления
(21,28 МПа при средней глубине 2340 м) и высокой трещиноватости продуктивной карбонатной толщи, в процессе вскрытия во многих скважинах наблюдались интенсивные поглощения промывочной жидкости, вплоть до полной потери циркуляции.
Зачастую поглощения сопровождались нефтегазопроявлениями.
Для ликвидации и предотвращения поглощений применялась целенаправленная кольматация поглощающих интервалов. В качестве наполнителя при этом использовались различные добавки в промывочную жидкость:
- глинистая паста;

24
- цемент;
- опилки;
- ветошь;
- мох;
- разделенная по фракциям мраморная крошка;
- угольный шлак из котельных и другие.
Целенаправленная кольматация, несомненно, существенно ухудшает состояние призабойной зоны продуктивного пласта, что сказывается на результатах испытания скважин. Иногда из заведомо нефтенасыщенных по
ГИС интервалов не удается получить или никакого притока, или слабые нефтегазопроявления. В настоящее время, ведутся работы по изучению проблемы кольматации и разрабатывается технология по устранению отрицательных последствий загрязнения призабойной зоны скважин.
Большинство индикаторных диаграмм, построенных по данным исследования скважин методом установившихся отборов, имеют выпуклый характер, что свидетельствует об уменьшении продуктивности по мере снижения забойного давления в скважине. Такого типа индикаторные диаграммы являются типичными для коллекторов трещинного типа и показывают на уменьшение раскрытости трещин по мере снижения давления в скважине. Снижение забойных давлений и работа скважин с депрессией
1-4 МПа по большинству скважин с криволинейной индикаторной диаграммой снижает коэффициент продуктивности в 2-3 раза. Чтобы избежать этого, необходимо организовать закачку в добывающие скважины кварцевого песка для закрепления трещины в раскрытом состоянии.
Описанные выше особенности поведения трещинного коллектора рифейской карбонатной толщи говорят о том, что в условиях этой залежи весьма перспективно гидровоздействие на пласт

воздействие на пласт давлением, с целью раскрытия естественных трещин продуктивного пласта с последующим их закреплением в раскрытом состоянии закачкой в них кварцевого песка. Фактически, как показано выше, процесс гидровоздействия

25 уже происходит стихийно при первичном вскрытии пласта во время бурения скважин. Необходимо только следить за тем, чтобы процесс гидровоздействия не переходил в процесс гидроразрыва, т.е. давления на забое скважины не превышали давления гидроразрыва пласта, когда создаются новые трещины, которые могут соединить интервал нефти с газовой шапкой и водоносной зоной, что вызовет быстрое загазование или обводнение добывающей скважины.
Создание эффективной технологии разработки уникально сложной по своему строению рифейской нефтяной залежи возможно только при широком использовании современных методов компьютерного моделирования процесса извлечения нефти из недр.
Удалось установить 4 принципа, на которых должна базироваться технология разработки этой залежи:
- заводнение нефтяного пласта равномерно по площади, с целью создания интенсивных горизонтальных потоков. Это позволит изменить природный газонапорный режим на более эффективный водонапорный, а также добиться преобладания в объеме пласта горизонтальных фильтрационных потоков по сравнению с вертикальными, с которыми связаны процессы загазования и обводнения добывающих скважин со стороны газовой шапки и подошвенной воды;
- использование естественных непроницаемых и малопроницаемых пропластков по разрезу пласта в качестве экранов, отгораживающих интервал отбора нефти по скважине от ГНК и ВНК, путем соответствующего выбора интервала перфорации добывающих и нагнетательных скважин;
- широкое применение метода изменения направления фильтрационных потоков с целью разрушения газовых и водяных конусов;
- широкое применение горизонтальных добывающих скважин. Эта технология является весьма перспективной для условий газоводонефтяной рифейской залежи, и результаты компьютерного моделирования свидетельствуют об этом.

26
Все эти принципы крайне важны. Они играют важную роль в методах применения разработки и эксплуатации
Юрубчено-Тохомского месторождения.

27
3` Оптимизация фонтанирующего фонда скважин.
3.1 Технологический режим скважин
Юрубчено-Тохомского
месторождения
Для определения оптимального технологического режима работы скважин необходимо знать следующие параметры:
- продуктивность, зависящую от фильтрационных свойств коллектора, степени совершенства вскрытия пласта, состояния призабойной зоны;
- состав и свойства флюидов.
Так же при оптимизации необходимо учитывать такие факторы как:
- соответствие производительности оборудования диапазону ожидаемых дебитов скважин и условий эксплуатации;
- соответствие технических и технологических условий эксплуатации погружного оборудования условиям конкретной скважины;
- соответствие требованиям правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, при проектировании и ведении работ по добыче, сбору и подготовке нефти и газа;
- применяемый способ добычи, наряду с другими факторами, должен обеспечить оптимальные технико-экономические показатели уровней и объёмов разработки месторождения.
Основными ограничениями для месторождения являются:
- наличие подстилающих вод и газовой шапки;
- высокое давление насыщения (21,6 МПа);
- большой объём водонефтяной и нефтегазовой зон месторождения.
Также при эксплуатации скважин Юрубченской залежи, возможны риски и осложнения выпадения асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО).
Анализ ограничений и возможные методы борьбы с ними рассмотрены в таблице 3.1.

28
Таблица 3.1 – Анализ рисков добычи углеводородов на Юрубчено-Тохомском месторождении
№ п
Риски
(ограничения и осложнения)
Степень влияния
Возможные меры по снятию рисков
1
Вечная мерзлота
Риск высокий: а) растепление грунта вокруг скважины; б) выпадение гидратов в скважине; в) трудности запуска скважин, при газлифтном методе эксплуатации (Опыт месторождения Prudo
Bay)

дополнительная термоизоляция скважины;

при эксплуатации с помощью электрического центробежного насоса (ЭЦН) держать уровень ниже 600 м штуцированием затруба;

установка пакера при фонтанном методе эксплуатации;

использование газлифтного метода добычи с пакером;

при установке пакера использовать датчики погружной телеметрии для контроля забойного давления
2
Коррозия
При обводненности до 60% риск слабый.
Риск средний, при обводнённости более
60%
Коррозионностойкое исполнение погружного электрического двигателя (ПЭД) для скважин в зоне водонефтяной залежи (ВНЗ), центраторы на ПЭД для снижения риска. Закачка ингибиторов коррозии
3
Прорыв газа из газовой шапки
Высокий для подгазовой зоны и зоны, граничной с подгазовой
Фонтанный/Газлифтный метод эксплуатации в подгазовой зоне.
Для зоны, граничный с подгазовой, использование перепускных клапанов для ЭЦН.
Мониторинг и щадящие значения депрессии скважин
4
Соле- образование
Риск образования солей высокий при дебитах > 500 м
3
/сут, обводнённости > 60%
Закачка ингибиторов посредством капилляров, обработки призабойной зоны неводным ингибитором
В качестве вариантов способа эксплуатации рассматриваются методы добычи: фонтанный, ЭЦН и газлифтный. Для выбора способа добычи необходимо провести комплексный анализ текущих условий.
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой неразгазированной нефти – 699 кг/м
3
, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 26 до 27оС составляет 21,6 МПа, газовый фактор –
194 м
3
/м
3
, динамическая вязкость пластовой нефти – 1,35 мПа

с.

29
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти – 821 кг/м3; объемный коэффициент – 1,375; динамическая вязкость разгазированной нефти – 8,5 мПа

с.
Нефть малосернистая 0,21%. Малосмолистая – 4,84%. Парафинистая –
1,83%. Содержание асфальтенов – 0,18%. Содержание силикагелевых смол –
4,66%,.
Пластовая вода высокоминерализованная (содержание солей 265 г/л), среднее значение рН равно 5,72, относится к хлоркальциевому типу. Поскольку в воде содержится много кальция (до 38,1 г/л), магния (до 33 г/л), железа (до
0,713 г/л) прогнозируемым осложнением добычи будет выпадение солей и гидроокисей, особенно при интенсивном отборе с резким нарушением фазового равновесия в призабойной зоне пласта.
Обводненность продукции возрастает достаточно медленно: за весь период разработки нефтеносного горизонта не поднимается выше 30%, но при этом газовый фактор возрастает > 1500 м
3
/м
3
, что способствует большому прорыву газа из газовой шапки, это приводит к уменьшению дебита по жидкости.
Под критическим дебитом понимается максимально возможный дебит нефти, при котором водяной (или газовый) конус достигает нижней (верхней) границы интервала перфорации.
С одной стороны, сравнительно большая толщина нефтенасыщенного пласта
(49 м межу ВНК и ГНК) способствует уменьшению этого эффекта для данной залежи. С другой стороны, в трещиновато-кавернозных коллекторах, к которым относится данный коллектор рифейской толщи, направление наибольшей проницаемости совпадает с преобладающим направлением трещин, в то время как матрица остается почти непроницаемой. Поскольку для этого типа коллекторов характерна вертикальная и субвертикальная направленность трещин, это может способствовать значительному уменьшению анизотропии проницаемости пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях, что приводит к снижению критического дебита и предельных пластовых депрессий.
Скважины будут устойчиво фонтанировать при газовом факторе (ГФ) более 160

30 м
3
/м
3.
Существенным моментом, определяющим выбор способа добычи, является высокий проектный уровень величины промыслового газового содержания продукции.
Вышеназванные факторы теоретически могут создавать определенные сложности, как для фонтанного, так и для механизированного способа подъема жидкости из скважин, связанные, в частности, с высоким газосодержанием продукции, возможностью отложений солей в ПЗП, на насосно-компрессорных трубах (НКТ), арматуре, наземных коммуникациях; вредным влиянием газа и др.
Основными причинами нарушения нормальной работы фонтанных скважин являются:
- запарафинивание подъёмных труб;
- образование гидратной пробки;
- разъедание штуцера;
- забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.
Для восстановления работы скважины в оптимальном режиме разрабатывается комплекс работ, включающий в себя разноплановые мероприятия.
В таблице 3.2 представлены нарушения нормальной работы скважины и мероприятия по восстановлению нормальной работы скважин.

31
Таблица 3.2 – Причины нарушения нормальной работы скважин
Показатели нарушения режима работы скважины
Причина нарушения режима скважины
Мероприятия по восстановлению нормальной работы скважины
Давление на буфере и дебит скважины снижается, одновременно давление в затрубном пространстве повышается
При снижении температуры нефти ниже определенного критического значения парафин кристаллизуется на стенках НКТ, происходит уменьшение диаметра проходных сечений НКТ
(запарафинивание НКТ)
При очистке скважин от АСПО и гидратов первоначально необходимо прокачать при открытой буферной задвижке в затрубное пространство количество нефти равное объёму скважины, далее при закрытой буферной задвижке, продавить в пласт для предотвращения притока газа 10-20 м
3
нефти. После этого прокачать в затрубное пространство при открытой буферной задвижке дополнительно 35-40 м
3
нефти, закачку в скважину последней порции нефти вести при увеличении диаметра штуцера на выкидной линии.
Давление на буфере и дебит скважины снижается до нуля, одновременно давление в затрубном пространстве повышается
Образование парафиновой
(гидратной) пробки в НКТ
Для разрушения пробки необходимо использовать все методы борьбы с АСПО.
Если циркуляция не восстанавливается, то НКТ поднимают на поверхность и очищают с помощью пароподающего устройства (ППУ)
Значительное снижение затрубного давления
Образование пробки на забое или появление воды на забое
При появлении воды необходимо увеличить давление на забое, путем установки штуцера меньшего диаметра.
Если падение затрубного давления вызвано образованием на забое пробки, необходимо сначала увеличить скорость выноса жидкости, для чего снизить давление на забой (увеличением d штуцера).
Резкое повышение давления на буфере и в затрубном пространстве при одновременном снижении или прекращении дебита
Засорение, закупоривание штуцера, газосепаратора или выкидной линии
Если при переключении струи жидкости с рабочего выкида на запасной, затрубное и буферное давление, снизятся до нормального, это означает, что засорился штуцер.
Необходимо произвести смену штуцера.
Резкое повышение буферного и затрубного давления
Прорыв газа
Скважину остановить, прокачать
«мертвой нефтью» объёмом больше объёма скважины

32
Отсюда следует очевидная рекомендация по эксплуатации скважин на
Юрубчено-Тохомском месторождении: для сохранения устойчивых дебитов по жидкости до формирования газового конуса (прихода воронки депрессии в область газовой шапки) целесообразно ограничивать уровень депрессии величиной не более 4-5 МПа, не допуская возрастания газосодержания продукции выше 300-400 м
3
/м
3
Весь проектный срок эксплуатации скважины находятся в зоне фонтанирования, ниже критического уровня. Условия фонтанной эксплуатации скважин отражены на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Условия фонтанной эксплуатации скважин
На рисунке 3.2 отображен максимально допустимый уровень
(критический уровень) давления и обводненности, при котором допустим фонтанный способ эксплуатации. Обводненность продукции возрастает достаточно медленно, за весь период разработки нефтеносного горизонта не поднимается выше 30 %, но при этом газовый фактор возрастает > 1500 м
3
/м
3
, что способствует большому прорыву газа из газовой шапки, это приводит к уменьшению дебита по жидкости.