Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

      Скважина  №500 введена в эксплуатацию, получен  фонтанный приток после проведения ГРП с  дебитом 40 тн / сутки, без  воды при 5 мм диаметре штуцера, в отчетном году продолжает фонтанировать. Скважина №501 проведен ГРП, работает механизированным способом с дебитом нефти 5,0 тн, обводненностью 70 %. 

     Как видно из таблицы, на скважинах: 121 и 117, по которым есть возможность провести сравнение показателей работы до и после обработки, произошло  увеличение коэффициента приёмистости на 7.5 м³/сут·МПа и 4.5 м³/сут·МПа, соответственно. 

Таблица 2.1.5.2

  Результаты обработок нагнетательных скважин глинокислотным раствором

     2.2 Техника и технология  добычи нефти и газа 

     2.2.1 Характеристика показателей  способов эксплуатации  скважин 

     На 1.10.2008 г произведено 18 геолого-технических  мероприятии, дополнительно добыто 4888,5 тн. нефти,  при плане 21 скважины операция с дополнительной добычей 2202 тн. нефти. В том числе воздействие на призабойную зону произведено на 6 скважин и дополнительно добыто 2326,5 тн. нефти; переведены на ЭЦН 2 скважины, дополнительно добыто 432,5 тн.; в целях повышения нефтеотдачи пластов на 6-ти скважинах произвели технологию электровоздействия, дополнительно добыто 1777тн.; форсированный отбор провели на 4 скв., доп. добыто 352,5 тн. Силами КУПНП и КРС произвели ограничение водопритока на 2-х скважинах (№72,66), дополнительно добыто 2227 тн.

     Месторождение Ц.В. Прорва разрабатывается с 1963 года, на естественном режиме при активном напоре контурных вод, на отдельных блоках за счет расширения газовой шапки. В эксплуатацию все добывающие скважины вступили фонтанным способом. Начальный дебит фонтанных скважин в среднем составлял 35-40тн. По мере прекращения фонтанирования с 1983г. начался перевод на механизированный способ эксплуатации.

     Фонтанный способ добычи

     В качестве примера фонтанного способа  добычи  возьмем скважину  (104). В течение анализируемого периода  скважина работала без изменения  режима фонтанирования на штуцере диаметром 11 мм со средним дебитом нефти 10.04 т/сут (от 7.6 до 15.0 т/сут), жидкости 17.95 (от 16.1 до 23.1 м³/сут). Наибольшее увеличение обводнённости (45.8-46 %) со снижением дебита нефти с 9.3 до 7.6 т/сут наблюдалось в мае-июне. На дату анализа дебиты нефти и жидкости составляют, соответственно 12.8 т/сут и 22.1 м³/сут при обводнённости 25 %. Скважина работала в основном стабильно с депрессией не выше 1.15 МПа при забойном давлении 2.9 МПа с невысокой обводнённостью. Подъём трубного и затрубного давлений, соответственно с 0.5 до 1.1 МПа и с 0.2 до 2.2 МПа характеризовал ухудшение условий фонтанирования и возможно связан с засорением труб. Газовый фактор в скважине (87 м³/сут) превышает проектное значение по объекту (0.5м³/т) в несколько раз. Проведение исследований по определению источника поступления газа и его изоляция позволит снизить газовый фактор, однако возможно скважина после этого перестанет фонтанировать, что обусловит необходимость перевода её на механизированный способ добычи или перехода на другой объект.

     Механизированный  способ добычи с применением ШГНУ.

     По  промысловым данным на 01.01.08г. (по последнему технологическому режиму) скважины, оборудованные  ШГНУ разделены на 3 группы по категории  дебита жидкости (до 50 м³/сут, свыше 50 до 100 м³/сут и свыше 100 м³/сут).

     На  дату анализа в группу с дебитом  до 50 м³/сут вошли 10 скважин, из которых две скважины (101 и 151) работают с невысоким КПД установки (ниже 50 %). В скважинах 151, 201 и 210 обводнённость ниже 50 %, в скважине 101 высокая (83 %), в остальных содержание воды среднее, (в пределах 52-64 %). Дебит нефти (минимальный 5.1 т/сут в скважине 101 и максимальный 27.7 т/сут в скважине 201) зависит от дебита жидкости и обводнённости продукции. Газовый фактор только в скважине 9 невысокий (20.7 м³/т), в остальных скважинах составляет от 52 до 79.1 м³/сут, что возможно характеризует прорывы из газовых горизонтов. Затрубное давление (Р_затр) изменяется по скважинам в большом диапазоне от 0.8 МПа (в скважине 101) до 4.7 МПа (в скважине 127). Увеличение затрубного давления может быть обусловлено: засорением труб, если при этом одновременно происходит снижение устьевого давления и падение дебита; «засорением» выкида, если одновременно с увеличением Р_затр увеличилось давление на буфере (Р_уст) и снизился дебит скважины. Засорение труб и выкидов, может быть связано с наличием мехпримесей (песка), за счёт чего, создаётся дополнительное противодавление. Увеличение затрубного давления может быть связано с увеличением объёма газа в затрубье. Газ, прорываясь через жидкость скапливается в верхней части затрубного пространства, что отмечается увеличением Р_затр. На увеличение затрубного давления могут также влиять межколонные перетоки, из-за которых возникает межколонное давление. Для уточнения причин увеличения Р_затр необходимо провести единовременное наблюдение за тремя параметрами Р_у, Р_затр и Q_ж и выявить зависимость их соотношений: увеличение затрубного давления может быть обусловлено: засорением труб, если при этом одновременно происходит снижение устьевого давления и падение дебита; засорением выкида, если одновременно с увеличением Р_затр увеличилось давление на буфере (Р_уст) и снизился дебит скважины. В скважинах с высоким Р_затр провести стравливание газа из затрубья с наблюдением за давлениями на буфере и затрубье для определения периода времени, в течение которого происходит увеличение (восстановление) затрубного давления и как это связано с трубным давлением. Эти исследования позволят сделать заключение о причинах увеличения затрубного давления.

     Необходимо  отметить, что по сравнению с предыдущим анализируемым периодом, из этой категории  скважин (с дебитом жидкости до 50 м³/сут) три скважины (115, 128, 145) перешли в категорию с дебитом от 50.1 до 100 м³/сут. В то же время, в рассматриваемую группу вошли две скважины (151 и 201) после перевода их с поршневых насосов на винтовые насосы.

     По  месторождению из действующего фонда 44  скважин  эксплуатируются фонтанным  способом, 91 скважин механизированным способом добычи, в том числе глубинно – насосным способом добычи 71 скважин, УЭЦН - 20 скважин. 

     2.2.2 Мероприятия по  предупреждению и  борьбе с осложнениями  при эксплуатации  скважин. 

     Основной  целью мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин Прорва является:

     - оценка фактической технологической  эффективности реализуемой системы  месторождения в целом и отдельных  технологических мероприятий по  регулированию процесса разработки;

     - оптимизация осуществляемого процесса  разработки и планирование мероприятий по его усовершенствованию;

     - оценка эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках  залежи.

     В процессе разработки месторождения  необходимо контролировать:

     - динамику текущей и накопленной  добычи нефти, попутного газа  и воды, закачки рабочих агентов;

     - степень охвата залежи процессом  разработки;

     - энергетическое состояние залежи, динамику пластового и забойного  давлений в зонах отбора и  закачки;

     - изменения продуктивности и приемистости  скважин, газового фактора, гидропроводности  пласта;

     - состояние герметичности эксплуатационных  колонн;

     - физико-химические свойства добываемой  жидкости и газа в пластовых  и поверхностных условиях.

     В аномальных условиях месторождения  Прорва характеризующегося ВПД и  наличием агрессивных газов, проведение почти всех исследовательских работ усложнено, представляет определенную опасность и требует применения особых мер безопасности. В большинстве случаев, при проведении исследований приходится извлекать внутрискважинные клапаны-отсекатели и тогда не остается никакой защиты от выброса нефти на устье скважины. Если даже клапан-отсекатель не извлекается, а остается в открытом виде, то не исключены утечки нефти на устье, когда приходится его срочно закрывать, при этом, обрезаются спуско-подъемные канаты или электрические кабели, что в дальнейшем потребует проведения дорогостоящих и часто длительных ловильных работ по извлечению исследовательских приборов.

     Остановка скважин для проведения промыслово-геофизических  и гидродинамических исследований занимает от одной недели до четырех недель, в зависимости от свойств коллектора. Промыслово-геофизические исследования проводятся в течение 5-7 дней, гидродинамические исследования методом восстановления давления (регистрация КВД) - от 2 до 4 недель (такой временной срок необходим для стабилизации пластового давления).

     Защита  подземных стальных трубопроводов  и днищ резервуаров, размещенных  на грунте

     Уровень подземных вод на площадке находится  близко к поверхности, и насколько  известно, грунтовые воды обладают высококоррозионными свойствами. Предусматривается защита как подземных трубопроводов, так и нижней поверхности размещенных на грунте днищ резервуаров за счет высокопрочного органического покрытия и с помощью применения катодной защиты.

     Закачка ингибиторов коррозии

     Закачка ингибиторов коррозии, в основном, используется для контроля коррозии внутри трубопроводов. Могут существовать отдельные участки внутри установок или блочно-комплектных установок, где будет применено ингибирование коррозии. При использовании ингибитора коррозии рекомендуется обратиться к специализированному поставщику ингибиторов коррозии с целью оптимизации таких параметров, как тип ингибитора, дозировка, частота и выбор размеров блочно-комплектных установок ингибирования коррозии.

     Защита  от внешней коррозии методом катодной поляризации 

     Проект  катодной защиты всех подземных сетей  или погруженных стальных конструкций  должен  выполняться в соответствии с требованиями проектных технических  условий и основными принципами  катодной защиты для  следующих объектов:

     - внутренние   устройства  атмосферных   емкостей,  содержащих  водную   фазу. Это включает резервуары  питьевой и пожарной воды;

     - стальные подземные трубопроводы  на объекте, включая всю подземную   арматуру  и   пересекающие   дороги   подземные   трубы   (что, главным   образом, включает линии системы закрытого дренажа);

     - внутренние устройства атмосферных  емкостей, аппаратов,  колодцев и   приямков на нулевой отметке  или ниже нулевой отметки; 

     - внешней  поверхности  подземных   и  наземных  ёмкостей,  аппаратов и   отстойников;