РИР на Самотолорсокм месторождении. Опыт применения ремонтноизоляционных работ (рир) на самотлорском месторождении
 Скачать 0.59 Mb.
|
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ (РИР) НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИРазработка Самотлорского месторождения ведется с 1968 года. В данный момент месторождение находится на четвертой стадии разработки, средняя об- водненность продукции скважин – 93,2 % объемных. Более 1300 скважин работают с обводненностью продукции 93-99 %. Сле- дует отметить, что себестоимость подъема 1 м3 жидкости составляет 26 руб/м3. Скважины, работающие с режимом 500-800 м3/сут по жидкости и с обводненностью 97-98 %, нередко считаются условно рентабельными, хотя дебит по нефти составляет 8-12 т/сут (средний дебит дающих скважин по месторождению – 10,5 т/сут). Поэтому на сегодняшний день одна из самых актуальных проблем Самотлора – это снижение количества потребляемой электроэнергии, затрачивае- мой для подъема скважинной продукции на поверхность. Обычно для ограничения водопритока (ОВП) применяются различные тех- нологии, связанные с привлечением спецподрядчика. Большая часть работ произ- водится с закачкой на пакере реагента, увеличивающего эффективность и вероят- ность успешности проведенного ремонта, с последующей продавкой его оторочки в пласт цементным раствором. Наиболее широкое распространение получили сле- дующие водоизолирующие составы: жидкое стекло, АКОР, растворы на основе сырой нефти, хлорида кальция, силиката натрия, полимерные растворы и т.д. [1, 2]. Используемые реагенты, специальные пакера, НКТ, насосы, прочее оборудова- ние приводят к возрастанию продолжительности, сложности и как следствие стои- мости выполняемого ремонта. В табл. 1 приведены основные виды ремонтно-изо- ляционных работ (РИР), которые проводились на Самотлорском месторождении. Таблица 1. Технологии РИР, применяемые на Самотлорском месторождении
Средняя стоимость вышеприведенных ремонтов (за исключением установ- ки отсекающего моста) составляет 3,782 млн.руб/опер, продолжительность – 471 ч (20 суток). Прирост дебита по нефти по отношению к остановочному режи- му в среднем составляет 4,2 т/сут, а сокращение дебита по жидкости 460 м3/сут. Эффект в случае проведения успешного ремонта наблюдается в течение 6-8 меся- цев. Далее происходит увеличение процента обводненности, рост динамического уровня и дебита по жидкости. Обычно через 2-3 смены подземного оборудования с увеличением типоразмера насоса в скважину спускается та же установка, кото- рая была до проведения РИР. При достижении порога рентабельности или обвод- ненности более 99 % скважина вновь останавливается и рассматривается целесо- образность проведения повторного РИР, либо другого ГТМ. Для сокращения стоимости ГТМ РИР и ускорения ремонта геологической службой ЦДНГ-2 ОАО «Самотлорнефтегаз» разработана и внедрена в производ- ство технология ОВП из перфорированной подошвенной, промытой (ввиду высо- кой проницаемости) части пласта и вовлечение в эксплуатацию слабоработаю- щей, либо вовсе не работающей, но нефтенасыщенной кровельной части пласта без привлечения подрядной организации, специализирующейся по данным видам работ. Отличительной особенностью описанной в статье технологии является ис- пользование только цементного раствора на водной основе, и, главное, весь ре- монт производится исключительно силами бригады КРС. За 2009 год в ЦДНГ-2 ОАО «Самотлорнефтегаз» на площади Самотлорско- го месторождения проведено 7 РИР с целью изоляции обводненных пропластков существующего пласта силами бригады КРС без привлечения дорогостоящего спецподрядчика для РИР (табл. 2). По приведенным данным видно, что по отдельным скважинам получен не- значительный прирост по дебиту нефти – 2-4 т/сут. Но дебит по жидкости при этом сократился на 600-800 м3/сут, а, следовательно, и количество потребляемой энергии, и себестоимость добычи тонны нефти. Таким образом, скважины, кото- рые были остановлены по причине обводнения продукции и являвшиеся нерента- бельными с экономической точки зрения, выводятся из бездействия и переходят в категорию рентабельных. Следует отметить, что ремонты производятся без смены эксплуатационного пласта, что позволяет вырабатывать остаточные запасы на су- ществующем пласту и не требует согласования с проектным институтом и Ростех- надзором. По стандартной классификации ремонтов КРС данный вид геолого-техни- ческие мероприятия (ГТМ) считается КР-7: обработка призабойной зоны (ОПЗ) пласта скважины с проведением реперфорации. Таблица 2. Свод выполненных мероприятий по изоляции обводненных пропластков существующего пласта силами бригады КРС за 2009г. в ЦДНГ-2 ОАО "СНГ"
На основе накопленного промыслового опыта выделены следующие наи- более значимые критерии подбора скважин-кандидатов на ГТМ РИР: проведение оценки остаточных запасов по району пласта; качество цементажа эксплутационной колонны (ЭК): необходимо жест- кое сцепление между ЭК, цементом и породой. литология эксплуатационного объекта: наличие слабопроницаемой кровельной части пласта при вскрытой моно- литной части с высокой проницаемостью; наличие непроницаемых естественных экранов (глинистых пропластков) толщиной не менее 1 м между намечаемыми и изолируемыми интервалами пер- форации; дебит по жидкости не менее 300-350 м3/сут и обводненность не менее 98 %; достаточная удаленность от нагнетательных скважин (не менее 300- 400 м), предпочтительно – нахождение скважины в зоне стягивания; конструкция скважины должна позволять произвести РИР – необходимо исключить возможность поступления жидкости из любой другой части пласта или ЭК: герметичность ЭК; отсутствие заколонных перетоков между пластами. Типовая технология ремонта по изоляции обводненных интервалов перфо- рации монолитного пласта силами бригады КРС, применяемая на Самотлорском месторождении, такова: шаблонировка ЭК, опрессовка ЭК, нормализация забоя (при необходи- мости), определение приемистости в существующие обводненные интервалы пер- форации при Р =9 МПа. Значение приемистости должна быть в диапазоне 200- 300 м3/сут, при необходимости увеличение путем проведения СКО, ГВД и т.д., либо наоборот – кольматация высокопроницаемых интервалов перфорации; отсыпка кварцевым песком от глубины текущего забоя до глубины 10- 15 м ниже планируемых нижних дыр перфорации (для отсечения наиболее прони- цаемой части пласта), но с расчетом того, что мощность проектного цементного моста (ЦМ) будет не менее 8 м; установка ЦМ под давлением Р = 5-6 МПа от кровли песчаного моста до глубины 5-10 м выше верхних дыр перфорации (запас создается с учетом возмож- ного ухода цемента в пласт), ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) под давле- нием Р = 5-6 МПа в течение 24ч (по затвердеванию пробы цемента); нащупывание ЦМ, при необходимости повторная цементная заливка, оп- рессовка ЦМ и ЭК, разбурка ЦМ до глубины с созданием зумфа не менее 3 м, но с учетом, что мощность ЦМ будет не менее 8 м; скреперование в участке разбуривания ЦМ, вымывание цементной крошки, отбивка забоя; ПВР в планируемом интервале (2,5 - 3 м кровельной части ранее суще- ствовавшего интервала перфорации), отбивка забоя, нормализация забоя после ПВР при необходимости; освоение, вызов притока, запись ГИС – профиль притока и источник об- воднения (ППИО) + расходомер, либо запись кривой восстановления уровня (КВУ) – по результатам спуск насоса. В качестве примера «полного» цикла реализации ГТМ, включающего в себя поиск скважины-кандидата, составление плана ремонта, запуск в работу и мониторинг дальнейшей эксплуатации выбрана скважина 2065 Самотлорского месторождения, диаграмма которой приведена на рис. 1. Слева направо на диаграмме показаны столбцы: глубина по стволу скважины, м/АО, м; эксплуатационный пласт; каротажные кривые (ГК, ПС, БК, НКТ, ИК) и данные по перфорации и изоляции интервалов; литологический разрез; первоначальное насыщение, проницаемость, 10-3мкм2; коэффициент Апс, доли ед.; удельное сопротивление породы, Ом·м; качество цементажа. Накопленная добыча скважины 2065 с 07.1974 г. по пласту АВ4-5 на мо- мент проведения ГТМ составляла 1105,1 тыс. тонн по нефти и 6207,3 тыс.м3 по жидкости. Скважина находится в центре зоны стягивания элемента 03_12 пласта АВ4-5, расстояние до ряда ППД – 950 м (рис. 2). Геологические запасы нефти в элементе составляют 95 000 тыс. тонн, отобранные на 01.07.2009 – 15 928,9 тыс. тонн, накопленная компенсация 48 %. Пластовое давление 15,2 МПа. Каче- ство цементажа ЭК хорошее, сцепление колонна-цемент и цемент-порода жесткое во всем интервале проведения планируемых работ. Более того, сходное качество цементажа ЭК присутствует в интервалах пластов АВ2-3 и АВ6 (50 м вверх и вниз от эксплуатируемого АВ4-5), что повышает вероятность успешного проведе- ния ГТМ. Пласт АВ4-5 в кровельной части представляет собой переслаивание средне-мелокзернистых песчаников и алевролитов, разделенных глинистыми пе- ремычками мощностью 0,5-6 м. Проницаемость пласта неравномерна по высоте: выделяются интервалы 1826,5-1831 м и 1837,5-1842 м с ухудшенным коллек- торскими свойствами, где kпрон = 0,28 мкм2, а также ярко выраженная монолитная часть в интервале 1844-1876 м, где kпрон = 1,01 мкм2.  Рис. 1. Диаграмма скважины 2065 Самотлорского месторождения с интервалами перфорации и литологическим разрезом по пласту АВ4-5, на которой показана технология ремонта по ОВП из ранее перфорированной подошвенной части пласта и вовлечение в эксплуатацию неработающей кровельной части пласта 89  Рис. 2. Карта элемента 03_12 пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения. Остановочный режим скважины перед проведением ГТМ: 845м3/99,3 %/5,3 т (табл. 2). Скважина эксплуатировалась компрессорным газлифтом (КГ), что поз- волило 01.07.2009 без постановки бригады ТКРС провести ГИС – профиль прито- ка + источник обводнения (ППИО). Результаты исследования были следующие: ЭК герметична, заколонная циркуляция (ЗЦ) и межпластовые перетоки отсутству- ют, работающие интервалы фильтра: 1837,4-1838,8м – Qприт = 43.5 м3/сут (состав - вода+нефть); 1841-1842,4 м – Qприт = 112 м3/сут (состав – вода+следы нефти); 1862,2-1864 м – Q = 770 м3/сут (состав – вода+следы нефти). Общий дебит по дан- ным ГИС составил Qобщ = 925 м3/сут. Таким образом 83 % притока составляла ра- бота монолитной части пласта, представленной хорошо отсортированным песча- ником, что подтверждается по опыту работы соседних скважин (386, 2064, 10097), на которых проводились аналогичные исследования и получены сходные ре- зультаты. Корреляция скважин по пласту АВ4-5 2065, 386, 2064, 10097 Самотлор- ского месторождения приведена на рис. 3. После проведения анализа по всем вышеперечисленным критериям геоло- гической службой ЦДНГ-2 был предложены следующие ГТМ по скважине 2065: изоляция АВ4-5 установкой песчаного моста – 1853,5 м, цементная заливка под давлением до 1825 м, ОЗЦ под давление Р = 6МПа, разбуривание до 1845 м, пере- стрел АВ4-5 в интервале 1837,5-1842 м, дострел АВ4-5 в интервале 1826,5- 1830,5 м, спуск КГ, ревизия фонтанной арматуры. 4 июля 2009 бригада КРС встала на скважину и выполнила весь запланиро- ванный объем работ: подъем оборудования КГ, отсыпка проппантом в интервале 1869,8-1853,5 м, УЦМ в интервале 1853,5-1825 м с ОЗЦ под давлением 6 МПа, оп- рессовка ЭК на ЦМ при Р = 9 МПа – герметично, разбуривание ЦМ до гл. 1845 м (мощность ЦМ 8.5 м), опрессовка ЦМ при Р = 6 МПа – герметично, перфорация плаcта АВ4-5 в интервале 1826,5-1830,5 м и 1837,5-1842 м, очистка забоя до глубины 1845 м, спуск компоновки КГ с пакером. 17 июля 2009 г. ремонт на скважине был закончен, продолжительность составила 315 ч (13 суток), стоимость – 1,174 млн.руб. 20 июля 2009 г. скважина вышла на режим: 150 м3/92 %/10,1 т при уставке газа 15 000 норм.м3/сут (Рзаб = 11 МПа), рабочие давления Рбуф/Рзат =2/7,2 МПа, диаметр штуцера – 14 мм. Прирост по нефти составил 5,2 т/сут при сокращении де- бита по жидкости на 695 м3/сут. Позднее, 10 марта 2010 г. на скважине были прове- дена запись ГИС – ППИО пласта АВ4-5. Текущий забой отбит на глубине 1841 м. ЭК герметична, ЗЦ и перетоки сверху не выявлены. По комплексу проведенных ис- следований отмечается приток флюида из интервала 1826,8-1830,6 м (с учетом кол- лекторов), Qприт= 24м3/сут (23 % от общего дебита), состав – вода + нефть. Также в работе участвует интервал 1839,6-1841 м и ниже (с учетом коллекторов), Qприт = 82 м3/сут (77 % от общего дебита), состав – вода + следы нефти. Обводнение продукции происходит по пласту и с глубины текущего забоя. Общий дебит соста- вил Qобщ = 106 м3/сут.  Рис. 3. Корреляция скважины 2065, 386, 2064, 10097 по пласту АВ4-5. По приведенному заключению можно говорить о том, что поставленная цель по изоляции обводненных пропластков монолитной части АВ4-5 достигнута. Особенно стоит отметить, что даже через 8 месяцев после окончания ремонта виден результат проведенных работ, хотя небольшой переток снизу вероятнее всего уже имеет место быть (ниже переток определить невозможно из-за малого размера зумпфа). Успешность проведенного ремонта зависит от следующих основных моментов: качества применяемого цемента; выбора глубин установки песчаного и цементного мостов, а также доста- точной мощности ЦМ. соблюдения технологии установки ЦМ, выдерживания давления и вре- мени ОЗЦ; наличия достаточного зумпфа не менее 3 м для записи ГИС, но не более 6 м для снижения риска подключения в работу изолированных интервалов перфо- рации. Особенно важен размер зумпфа, когда конструкция скважины включает в себя дополнительную колонну, спущенную выше интервала перфорации (так называемая «бутылочное горлышко»). При такой конструкции скважины после разбуривания ЦМ остается цементная корка по окружности основной колонны, которая осыпается в процессе эксплуатации скважины. Частично корка удаляется при промывках после разбуривания ЦМ и вскрытия пласта. По этой причине в ЦДНГ-2 на скважине 300 Самотлорского месторождения, конструкция и схема ремонта которой представлены на рис. 4, было принято решения проведения ПВР на НКТ (во избежание прихвата кабеля в интервале перфорации после ПВР) и спуска газлифтной компоновки с последующим переводом на ЭЦН через 4 месяца после проведения ГТМ (для исключения заклинивания насоса из-за высокого выноса мехпримесей); создания депрессии на пласт не более 5-6 МПа, особенно в первые пол- года работы скважины после ремонта, для исключения прорыва жидкости по заколонному пространству и из изолированных интервалов перфорации, а также во избежание деструкции ЦМ; выбора насоса и способа эксплуатации: предпочтителен запуск газлифт- ным способом, так как это ускоряет процесс ремонта (освоение, запись ГИС можно делать на газлифтной компоновке) и позволяет плавно, в широких диапа- зонах регулировать и контролировать дебит и забойное давление при эксплуата- ции скважины.  Рис. 4. Конструкция и схема ремонта на скважине 300 Самотлорского месторождения Описанная технология ремонта дает возможность выводить скважины из бездействующего фонда и извлекать остаточные запасы в кровельной части вскрытого пласта, что продлевает срок эксплуатации скважины и, следовательно, позволяет получить дополнительную добычу нефти и прибыль. Проведение по- добных ГТМ на действующем фонде происходит со сменой на насоса на меньший типоразмер. Например, на скважине 12480 ЭЦН5-800-1200, стоимостью 2 млн. руб., после проведения ГТМ поменяли на ЭЦН5-60-1550, стоимостью 600 тыс. руб., а дополнительная добыча за 3 месяца после РИР составила 844 т. Снизился удельный расход потребляемой энергии УЭЦН с 187 кВт/ч до 23,8 кВт/ч, упало на 0,4 МПа давление в АГЗУ «Спутник», благодаря чему поднялись динамические уровня на соседних по кусту скважинах и увеличилась пропускная способность нефтесбора. ЛитератураБриллиант Л.С., Козлов А.И., Ручкин А.А., Осипов М.Л., Шарифул- лин Ф.А., Цыкин И.В. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2000. №9. С. 72-75. Соркин А.Я., Ступоченко В.Е., Горобец Е.А. Особенности проведения работ по ограничению водопритоков в скважинах Самотлорского месторожде- | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||