Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени. 21. 03. 01. Нефтегазовое дело

• Название: 21. 03. 01. Нефтегазовое дело
• Анкор: Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина
• Дата: 27.12.2021
• Размер: 1.4 Mb.
• Имя файла: Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени .docx
• Тип: Документы; #319933
• страница: 6 из 12

2.6 Рекомендации по регулированию разработки

Под регулированием разработки месторождения понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий, обеспечивающих наилучший ход процесса эксплуатации в рамках запроектированной системы разработки. Основные цели, достигаемые регулированием процесса, следующие:

− обеспечение предусмотренной проектным документом динамики добычи нефти по объекту разработки;

− достижение по залежи проектного значения КИН;

− улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку воды, уменьшения без ущерба для нефтеотдачи добычи попутной воды и т.д.

Поскольку залежи неокома и волжского характеризуется обширными подгазовыми и водонефтяными зонами, первые годы эксплуатации показали, что основной проблемой разработки месторождения является загазование скважин из-за прорыва газа газовой шапки залежи неокома.

45

Поэтому для выравнивания профиля притока в горизонтальном стволе скважин и изоляции прорывов газа и (или) воды рекомендуется вводить скважины с «интеллектуальным» заканчиванием, состоящего из регулируемых секционных фильтров, позволяющих разделить горизонтальный участок на несколько интервалов, и при необходимости (загазование, обводнение) проводить их селективное отключение.

Контроль над разработкой месторождения осуществляется как на основе геолого-промысловых данных, так и с использованием геолого-фильтрационной модели, позволяющей регулировать следующие параметры процесса разработки:

− режимы работы добывающих скважин во избежание неконтролируемого загазования и обводнения;

− периодичность работы или остановки загазованных и высокообводненных скважин для изменения направления фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта воздействием;

− усиление системы ППД путем бурения водонагнетательных и газонагнетательных скважин;

− применение «интеллектуального» оборудования, позволяющего минимизировать загазование и обводнение скважин.

46

3 Специальная часть. Определение условий фонтанирования

Для определения условий эксплуатации скважин и добычи нефти проводились расчеты с использованием программного комплекса (ПК) «PIPESIM» компании «Schlumberger». В программных комплексах учиты ваются: профиль скважины, ее конструкция, длина и внутренний диаметр колонн, свойства пластовых флюидов, значения пластового давления, тем пература пласта, коэффициент продуктивности и т.д.

3.1 Выбор оптимального диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ)

Некомский ярус

Для разработки неокомского яруса рекомендован вариант, предусматривающий бурение скважин с горизонтальным окончанием. Типовой профиль скважины залежи неокома пробуренный с ЛСП-1, используемый при выполнении расчетов, до точки входа в пласт представлен на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1– Типовой профиль скважины неокомского яруса, расположенной на ЛСП-1

47

Критерием выбора оптимального диаметра фонтанных труб для проектных нефтяных скважин являлась минимизация потерь давления при движении флюида по лифтовым трубам.

Продолжительность фонтанного периода работы скважин зависит от изменения гидродинамического состояния залежи, ее связи с законтурной областью, режима разработки, уровней отборов флюидов и т.д., что является предметом исследования на начальной стадии освоения месторождения. Критерием перевода на механизированный способ добычи нефти является сочетание таких параметров как дебит скважины, забойное давление, обводненность, газовый фактор и буферное давление.

Для определения условий фонтанирования и выбора оптимального диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) были построены зависимости общих потерь давления на трение от дебита жидкости (LIQ), минимальном значении устьевого давления, принятого на уровне 1.6 МПа для ЛСП. Расчеты проведены для лифтовых колонн с наружным диаметром 73, 89, 102, 114, 127, 140, 146, 168 и 178 мм (d_НКТвн=62 -160 мм).

На рисунке 3.2 представлены результаты технологических расчетов потерь давления на трение в зависимости от проектных дебитов жидкости. Согласно приведенным результатам расчетов, наибольшие потери давления на трение соответствуют НКТ с условным наружным диаметром 73 мм. При спуске лифтовых колонн с условным наружным диаметром 89, 102 и 114 мм разница в потерях давления на трение для проектных отборов жидкости до 800 м³/сут незначительна и составляет порядка 0.6-1.0 МПа. С увеличением плановых отборов жидкости до 1300 м³/сут разница в потерях давления для труб диаметром 114 и 127 мм составляет около 0.4 МПа.

При максимальных проектных значениях порядка 1500 м³/сут разница в потерях на трение для лифтовой колонны диаметром 114 мм и труб большего диаметра составляет 0.6 - 1.3 МПа.

48

Рисунок 3.2 – Потери давления в стволе скважины неокомского яруса расположенной на ЛСП-1 от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ

На основании представленных расчетов для скважин, эксплуатирующихся на неокомской залежи, для дебитов до 800 м³/сут рекомендуется использование НКТ с условным наружным диаметром 89 мм (d_НКТвн - 76 мм).

С увеличением проектных отборов, учитывая незначительную разницу в потерях для колонны диаметром 114 мм и труб большего диаметра, с целью минимизации металлозатрат, рекомендуется применение лифтовой колонны с условным наружным диаметром 114 мм (d_НКТвн –100.5 мм).

Аналогичные расчеты проведены для типовой скважины неокомской залежи, расположенной на БК, с минимальным значением устьевого давления 3.0 МПа, необходимого для транспортировки продукции скважин до ЛСП-1.

Типовой профиль скважины, используемый при выполнении расчетов, представлен на рисунке 3.3.

49

Рисунок 3.3 – Типовой профиль скважины неокомского яруса расположенной на БК

Для скважин неокомской залежи, пробуренных с БК, потери давления на трение для труб диаметром 89 - 178 мм начинают возрастать для дебитов жидкости 600- 800 м³/сут. Так, для НКТ с условным наружным диаметром 89 мм и следующей по типоразмеру лифтовой колонны диаметром 102 мм, для дебитов жидкости 700 м³/сут потери на трение составляют 0,5 МПа. Результаты проведенных расчетов представлены на рисунке 3.4.

С увеличением проектных отборов жидкости до 1200 м³/сут, для тех же колонн разница увеличивается до 2,0 МПа. При сравнении потерь давления для труб диаметром 114 и 127 мм, при максимальных плановых отборов жидкости порядка 1200 м³/сут, разница незначительна и составляет 0,6 МПа. С учетом представленных расчетов и с целью унификации применяемого внутрискважинного оборудования для скважин с дебитами жидкости до 800 м³/сут, эксплуатирующихся с ЛСП и БК, рекомендуется использовать НКТ с условным наружным диаметром 89 мм (d_НКТвн - 76 мм). Для скважин с большими проектными показателями отборов жидкости рекомендуется применение колонн условным наружным диаметром 114 мм (d_НКТвн –100.5 мм).

50

Рисунок 3.4 – Потери давления в стволе скважины неокомского яруса расположенной на БК от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ

Волжский ярус

Выполнены расчеты по подбору необходимых диаметров лифтовых труб для скважин волжского яруса.

Типовой профиль скважины, используемый при выполнении расчетов, представлен на рисунке 3.5.

На рисунке 3.6 представлены результаты расчетов потерь давления на трение от дебита жидкости для диапазона лифтовых труб с условным наружным диаметром 73, 89, 102, 114, 127, 140, 146, 168 и 178 мм (d_НКТвн – 62 - 160 мм).

Максимальные проектные показатели для скважин, разрабатывающих залежь волжского яруса, составляют порядка 900 м³/сут, при этом такие отборы жидкости достигаются в конечный период эксплуатации скважин. Средние показатели отборов жидкости по скважинам составляют порядка 350 м³/сут. Для указанных отборов жидкости разница в потерях давления на трение для колонн диаметром 89–178 мм незначительна и составляет 0.2–0.6 МПа. Учитывая незначительную разницу в потерях давления для скважин волжского яруса на

51

весь проектный период разработки рекомендуется применение лифтов диаметром 89 мм (d_НКТвн – 76).

Рисунок 3.5 – Типовой профиль скважины волжского яруса



Рисунок 3.6 – Потери давления в стволе скважины волжского яруса от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ

52

Длина подвески НКТ для скважин определяется в зависимости от удаления забоя от вертикали.

На основании представленных расчетов и рекомендаций по применению лифтовых колонн, в зависимости от прогнозных показателей отборов жидкости, проведен анализ существующего оборудования скважин, эксплуатирующих продуктивные объекты месторождения им. Ю. Корчагина.

В таблице 3.1 представлены максимальные и средние значения отборов жидкости и применяемые НКТ.

Таблица 3.1 – Показатели работы добывающих скважин на неокомском и волжском ярусах месторождения им. Ю. Корчагина

№ скв	Наружный диаметр НКТ, мм	Толщина стенки НКТ, мм	Дебит жидкости максимальный, м³/сут	Дебит жидкости средний, м³/сут
11	88.9	6.45	770	309
12	88.9	6.45	1147	361
14	88.9	6.45	621	194
104	88.9	6.45	1006	583
107	114.3	6.9	850	436
109	114.3	6.9	1600	1110
110	88.9	6.45	859	367
113	88.9	6.45	991	540
114	114.3	6.9	693	347
116	114.3	6.9	1578	1510

Согласно представленной таблице, при вводе скважин в эксплуатацию, наблюдались высокие отборы жидкости. В дальнейшем, отборы по скважинам снижались и спущенные лифтовые колонны соответствуют расчетным рекомендациям по применению колонн диаметрами 89 и 114 мм, в зависимости от прогнозных отборов жидкости. Исключение составляют скважины № 107 и 114, в которые спущены лифты диаметром 114 мм при отборах на уровне 436 и

53

347 м³/сут. В связи с этим, при проведении планового текущего ремонта на этих скважинах рекомендуется провести замену труб диаметром 114 мм на НКТ диаметром 89 мм.

Устья скважин оборудуются специальной моноблочной горизонтальной фонтанной арматурой.

Фонтанная арматура должна обеспечивать:

- подвеску лифтовых труб диаметра, соответствующего уровням отбора жидкости;

- надежное разобщение трубного и межтрубного пространств; - возможность закачки жидкости глушения или ингибиторов в межтрубное пространство;

- возможность закачки реагентов для обработки призабойной зоны пласта в трубы;

- возможность спуска геофизических приборов и других устройств с использованием канатной техники;

- возможность герметизации гидравлических и электрических линий связи с глубинными приборами и устройствами.

Необходимо отметить, что устьевое оборудование должно комплектоваться, во-первых, запорной арматурой, как с ручным, так и с механическим приводом; во-вторых, герметичными вводами для линий управления клапаном-отсекателем и кабелей связи с глубинными датчиками; в третьих, для скважин, планируемых для перевода на газлифт, подвеской однорядного лифта (диаметр 89, 114 мм) с подключением кольцевого пространства к линии закачки газа; в-четвертых, станцией управления работы гидравлических задвижек.

Ряд скважин добывающего и нагнетательного фонда в дальнейшем переводятся под выработку запасов газовой шапки неокомской залежи. На рисунке 3.7 представлены результаты расчетов по выбору необходимых диаметров лифтовых колонн.

54



Рисунок 3.7 – Потери давления в стволе типовой скважины от дебита газа эксплуатирующую газовую шапку неокомской залежи

Максимальные проектные показатели скважин при добыче газа составляют порядка 1,2 млн. м³/сут. Согласно приведенным расчетам, для указанных отборов газа, минимальные потери давления на трение соответствуют колоннам с условным наружным диаметром 140 - 168 мм (d_НКТвн=126 - 150 мм). Учитывая, что разница потерь давления на трение для представленных типоразмеров колонн незначительна и составляет для максимальных отборов порядка 0.8-1.2 МПа, а также с целью унификации применяемого оборудования, рекомендуется применение колонн с условным наружным диаметром 140 мм.