CC BY
31ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
А.в. деньгаев, А.н. дроздов, в.с. вербицкий, и.А. красильников,
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
с.Е. здольник, д.в. маркелов, в.г. солдатов, в.П. Боянжин, ООО «РН-Юганаскнефтегаз»
проблемы насосной добычи нефти из скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами в ооо «рн-юганскнефтегаз»
Установками ЭЦН добывается в ООО «РН-Юганскнефтегаз» 95% всей извлекаемой на поверхность нефти. Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами в данном регионе осложнена многими технологическими факторами, к которым можно отнести высокий газовый фактор, интенсивный вынос механических частиц, солеотложения, высокая температура пластов и многое другое.
В последние годы наметились и серьезные технические трудности. К одной из таких проблем можно отнести эксплуатацию нефтяных скважин с негерметичной эксплуатационной колонной, в результате чего возникают перетоки пластовых вод в нефтяную скважину, что приводит к увеличению обводненности добываемой продукции. К общеизвестным причинам возникновения
Рис.1 Применение технологии «ТАНДЕМ-4» с пакером для добычи нефти из скважин с негерметичной эксплуатационной колонной
негерметичности эксплуатационной колонны можно отнести следующее:
1. длительный (более 30 лет) срок эксплуатации при добычи агрессивной среды;
2. разрушение колонны из-за тектонических движений земной коры;
3. брак при выполнении тампонажных работ при бурении скважин;
4. размыв цементного камня пластовыми водами.
Однако существуют и другие причины образования негерметичности эксплуатационной колонны, заключающиеся в нарушении технологии крепления скважин. К примеру, скважины в которых цементирование происходило частично. Таким образом, сегодня более 100 скважин из действующего фонда ООО «РН-Юганскнефтегаз» переведены в разряд бездействующего. Потери добычи нефти предприятия составляет более 1000 т/сут.
До сегодняшнего дня такую проблему можно было решить только дорогосто-
Таблица 1
ящим капитальным ремонтом скважины. К недостаткам ремонта, помимо высокой стоимости, также следует отнести большую вероятность возникновения негерметичности в другом интервале. Для нефтяных скважин, в которых капитальный ремонт скважины экономически нецелесообразен, существует необходимость разрабатывать способы эксплуатации подобных скважин. С подобными проблемами сталкиваются не только нефтяники ООО «РН-Юганскнефтегаз». Вопрос об эксплуатации скважин с негерметичной колонной актуален для многих нефтегазовых предприятий РФ. В ООО «РН-Юганскнефтегаз» проходит опытно-промышленные работы по решению проблемы эксплуатации скважин с негерметичной эксплуатационной колонной. Специалистами РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина была предложена схема с применением на-сосно-эжекторных систем и специального пакера (рис. 1).
Параметр Qm ожид, м3/сут Qh, т/сут b, % Р„л, МПа Интервал негерметичности
Значение 43 13 65 26,6 780-820 м
Пилотное внедрение такой системы в ООО «РН-Юганскнефтегаз» состоялось на скважине 1429 к. 29 Усть-Балыкского месторождения.
Скважина 1429/29 Усть-Балыкского месторождения была сдана в эксплуатацию после бурения 13 июня 1976 году. Пласт БС-10, зоны перфорации 4: 2494-2495 м; 2495-2503 м; 2503-2510 м; 2510-2516 м.3абойскважины-2590м. (1976 год). Особенностью конструкции скважины 1429/29 является отсутствие цементного камня от устья скважины до интервала 998 м. В апреле 1977 года скважина была переведена на механизированную эксплуатацию. В марте 2005 года скважина 1429 к. 29 работала со следующими технологическими параметрами: 0Ж = 40 м3/сут, 0Н = 22 т/сут, Ь = 35% и Ндин = 2019 м. Накопленная добыча нефти за период времени с апреля 1977 по март 2005 составляет 127000 т. Геолого-технологические мероприятия в скважине 1429 к. 29 проводились дважды: 5 марта 2002 и 4 апреля 2005 года. После ГРП проведенного в апреле 2005 года была обнаружена негерметичность эксплуатационной колонны в интервале: 780-820 м, в результате чего скважина 1429/29 после проведения ГРП так и не была освоена. Очевидно, что во время проведения ГРП в апреле 2005 года, были созданы запредельные значения давлений в скважине, в результате чего произошло нарушение герметичности эксплуатационной колонны, причем интервал негерметичности обнаружен в зоне отсутствия цементного камня. Для ликвидации негерметичности были приняты неоднократные попытки в проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) силами двух сторонних организаций. Таким образом, до внедрения насосно-эжекторной системы «ТАНДЕМ-4», скважина 1429/29 находилась в бездействии с апреля 2005 года по август 2006 года и не смотря на 6 попыток проведения РИР так и не была введена в эксплуатацию. В июле 2006 года были запланированы опытно-промышленные работы по внедрению насосно-эжекторной системы «Тандем-4». Принципиальным отличием от предыдущих модификаций насос-но-эжекторных систем, «Тандем-4» оснащен струйным аппаратом, спускаемым и извлекаемым при помощи стандартного набора инструментов канатной техники, применяемой при проведении ловильных работ в ремонтируемой скважине. При этом имеется возможность без глушения скважины и привлечения бригады ПРС осуществить смену проточной части струйного аппарата. Для подбора установки ЭЦН компания ООО «РН-Юганск-нефтегаз» представила следующие исходные данные (см. таблицу 1).
На основании исходных данных в скважину 1429/29 была подобрана установка ЭЦН5-60-2000 с газосепаратором, паке-ром и струйным аппаратом. Глубина спуска ЭЦН составляет 2360 м. Глубина установки спецпакера составляет 1602 м. Во время погружного ремонта скважины были проведены геофизические исследования с целью определения профиля притока, дебита и источника обводнения. В результате геофизических исследований при свабировании было отоб-
WWW.NEFTEGAS.INFO
К>
Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
• Комплексы цементирования скважин КЦС-40 и КЦС-32
• Установки насосные передвижные УНБ-160х32 и УНБ-160х40
• Агрегаты насосные кислотные АНК 40/50
• Установки паро-передвижные ППУА 1800/100
• Модернизированные блоки манифольда МБМ-70 и МБМ-32
• Насосы трехплунжерные НТП-727А и поршневые 9ТМ
«СТРОМНЕФТЕМАШ»
ОАО «Концерн «Сгромнефтемаш»,
156001, Россия, г. Кострома, ул. Вокзальная, 54,
Тел.: (4942) 62-78-01, 62-78-23, 62-78-77,
Факс: (4942) 62-78-15,
reception@strommash.kostroma.ru,
www.uralmash-vniibt.ru
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
метрическую систему и частотный преобразователь.
Необходимо отметить, что при установке спецпакера процесс эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН и на-сосно-эжекторной системой становится неуправляемым, поэтому для визуализации контроля за такими скважинами необходимо применение надежных контрольно-измерительных систем. При работе УЭЦН в скважине 1429 замерялись следующие параметры:
1) частота вращения вала ПЭД /(Гц);
2) рабочий ток I (А); 3) загрузка N (%); 4) давление Рпр (МПа) и температура Тпр (0С) на приеме ЭЦН; 5) давление буферное Рб и линейное Рл (МПа); 6) динамический уровень в НКТ Ннкт (м) (при ожидании подачи установки); 7) уровень жидкости Нз и давление в затруб-ном пространстве скважины Рзатр (фиксировались с целью определения герметичности спецпакера); 8) дебит УЭЦН Qж (м3/сут).
Запуск установки ЭЦДП5-60-2025 с газосепаратором, спецпакером и струйным насосом 2НГН73-02 осуществили 21 августа 2006 года. Технологические параметры скважины при выводе на стационарный режим работы приведены в таблице 2.
В связи с тем, что результаты геофизических исследований показали на меньшее значение продуктивной способности БС-10, а фактические результаты освоения скважины показали на возможное увеличение потенциала из этой скважины, в дальнейшем было принято решение осуществить проверку состояния струйного аппарата на предмет засорения проточной части.
В течение 3-х часов струйный аппарат был успешно извлечен из скважины с усилием 400 кг (фото 1). Ревизия струйного насоса показала на отсутствие отклонений в проточной части струйного аппарата, после чего он был спущен на расчетную глубину в скважину.
После ревизии струйного насоса установка ЭЦН в скважине отработала 19 суток со следующими технологическими пара-
Таблица 2
Время f, Гц I, А N, % Рпр, МПа Тпр, 0С qm, м3/сут
19:30 55 29,3 78 96 19 -
21:30 55 27,9 74 86 27 -
23:30 55 25,2 68 83 30 2
22 августа 2006 г.
0:30 55 25,3 68 85 29 5
1:30 55 25,2 68 84 29 12
Далее была опрессована установка ЭЦН, методом закрытия линейной
задвижки, при этом давление Рб увеличилось с 2,3 до 6,1 МПа за 10 мин.
3:30 54 24,3 66 85 32 11
5:30 53 24,2 65 85 30 10
9:00 55,5 24,4 67 78 28 14
12:00 55,5 24,2 65 80 24 13
15:00 56,5 24,1 65 80 24 11
19:00 57,5 25,1 68 80 24 13
21:00 57 24,4 66 79 26 11
23 августа 2006 г.
5:00 57 24,1 67 71 25 22
8:00 57 24,3 68 69 24 27
10:00 57 24,2 68 69 24 17
10:30 Остановка на ревизию струйного насоса
рано 37 м3 жидкости, причем, в течение первых 10 часов добывали воду, при этом динамический уровень был постоянным — 736 м. После окончания свабирования в пробе появились следы нефти и уровень жидкости в скважине поднялся на 91м. При созданной депрессии по положению динамического уровня средний дебит составил порядка 0,2 м3/сут (при Нср.дин. — 663,2м); состав притока — вода со следами нефти. Как показали результаты геофизических исследований, приток жидкости получен из подошвенной части перфорированного
пласта БС10.
В результате обработки данных геофизических исследований, в частности интерпретации КВУ, обработанной обобщенным дифференциальным методом, пластовое давление, приведенное к кровле пласта БС10 составило 175 атм, а коэффициент продуктивности ~ 0,06 м3/сут/атм. Не смотря на значительное расхождение реальных значений с исходными параметрами скважины, эксперимент решили продолжить. Для обеспечения контроля за выводом скважины 1429 из бездействия использовали термо-
ГРП • 28 2. • 1 ♦ T
:
12.04.05 После _ ожидг 4i mr 5-25-2315 + ta
?4 fu
ск зажина в б/д Г*Т" ?
5
стоящее
время D" --
■t i
+ НГН 73-02 Нсп = 2360 м ✓ ж N --
□ \ 4 N
РП 19 CVT. \ 4
\
Л> — Л 4. —<
/
-Í-J 4
> ■4 -O
-^-f [Гц] • КВЧ, мг/л -o-Qh, т/сут ж /
--
5? ■fl sn U —[ -П
UL
—i-1-1— i— да ra
40
30
# „# „#
О* $ $ $
' .■9' J>' „О4' „о-'
о"4' <\>' 'ь4' "Р' <£>' <$>' <У
Рис. 2 Динамика работы скважины 1429 к. 29 Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\
№ 3 \\ март \ 2007
метрами: Qж — 16 м3/сут, Qн — 5 т/сут (Ь — 62%). В дальнейшем из-за снижения дебита в скважине, установка была остановлена для проведения ГТМ. Смена УЭЦН была произведена в ноябре 2006 года. В скважину была спущена установка ЭЦДП5-25-2350 с газосепаратором, спецпакером и струйным аппаратом. Глубина спуска погружного оборудования (спецпакер, ЭЦН и струйный насос) осталась неизменной. Запуск установки ЭЦН состоялся 13 ноября 2006 года. При помощи частотного преобразователя была установлена частота вращения вала электродвигателя, при которой установка работает в настоящее время в стационарном режиме ^ = 55 Гц). На протяжении 100 суток работы (с 13.11.06 по 21.02.07) УЭЦН работает в стационарном режиме без отключений и срывов подачи, со следующими технологическими параметрами: Qж = 38 м3/сут, Qн = 12 т/сут и обводненнос-
тью (Ь) 52%. Динамика работы скважины 1429 к. 29 представлена на рис. 2. Таким образом, благодаря новой технологии эксплуатации нефтяных скважин с не-
Фото 1. Операции на скв. 1429/29 по извлечению струйного насоса
герметичной эксплуатационной колонной при помощи насосно-эжекторной системы и спецпакера удалось освоить бездействующую скважину 1429 Усть-Балыкского месторождения. В настоящее время готовится еще ряд скважин с негерметичной эксплуатационной колонной под реализацию данной технологии.
выводы
Основной проблемой эксплуатации скважин с негерметичной эксплуатационной колонной является исходная информация для квалифицированного подбора погружного оборудования. Достоверно не известны основные параметры работы скважины: дебит жидкости, обводненность и т.д. В связи с этим необходимо предварительно проводить комплекс геофизических работ по определению потенциала скважины и достоверного места негерметичности эксплуатационной колонны (для выбора глубины установки герметизирующего пакера). Технология эксплуатации скважины, при помощи насосно-эжекторной системы позволяет без дополнительных исследований осуществить освоение скважины, в результате которого получить необходимый перечень информации для проведения корректировки эксплуатации, путем смены проточной части струйного аппарата, без привлечения бригады ПРС. Таким образом, технология эксплуатации аварийных скважин при помощи насосно-эжекторной системы является эффективной.
В результаты внедрения в скважины 1429 был получен технологический эффект в виде объема добычи нефти из ранее бездействующей скважины 1455 т с минимальными капиталовложениями.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН \\ 61
