Повышение эксплуатационной надежности скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения на основе результатов исследования пес. 1 ВКР Бекиров 2022. Повышение эксплуатационной надежности скважин АнастасиевскоТроицкого месторождения на основе результатов исследования пескопроявления продуктивного коллектора
 Скачать 1.13 Mb.
|
|
1.4 Нефтеносность месторождения Промышленная газо- и нефтеносность Анастасиевско-Троицкого месторождения связана с I, Ia горизонтами киммериского яруса, II, III горизонтами понтического яруса плиоцена и горизонтами IV, IVа, V, VI, VIа и VII меотического яруса миоцена. Это терригенные коллектора порового типа. Горизонт IV Анастасиевской площади содержит нефтяную залежь, ограниченную с юга и юго-востока линией выклинивания песчаных прослоев и внешним контуром нефтеносности с остальных сторон. Северо-западная часть залежи характеризуется максимальным развитием нефтенасыщенныхмощностей (21 м в скважине № 135). К югу и юго-востоку их значения быстро убывают и в скважине 631 они соответственно равны 3,6 м. На всей остальной юго-восточной части залежи значения нефтенасыщенных мощностей находятся в пределах от 0 до 3 м и коллекторские свойства горизонта невысоки. Положение водо-нефтяного контакта не одинаково для всей залежи. Отметка контакта изменяется от -1585 м до -1605 м. Этаж нефтеносности VIа горизонта на Анастасиевской площади равен 75 м. Геологическое строение IV горизонта на Троицкой площади отличается большей сложностью, здесь в толще глин мощностью до 50 и более метров залегает ряд песчано-алевролитовых прослоев различной, обычно небольшой толщины. Эффективная мощность песчаных прослоев невелика и лишь в редких случаях достигает 5 м (скв. № 165, 1 прослой). Каждый из выделенных прослоев содержит нефтяную залежь. Размеры залежей, так же как и зоны распространения прослоев, увеличиваются снизу вверх. Залежь нефти первого, верхнего прослоя – пластовая, сводовая с многочисленными литологическими ограничениями, максимальная нефтенасыщенная мощность наблюдается в юго-восточной части залежи (5 м. в скв. № 669). На остальной части залежи нефтенасыщенные мощности не превышают 2,7 м. Водонефтяной контакт в залежи верхнего прослоя отбивается в среднем на отметке – 1642 м. Этаж нефтеносности верхней залежи равен 37 м. Залежи нефти среднего и нижнего прослоев так же, как и залежь верхнего прослоя, пластовые с литологическими ограничениями. Максимальная эффективная (нефтенасыщенная) мощность среднего прослоя. На остальных участках залежи она колеблется от 0 до 2 м. Водонефтяной контакт залежи отбивается на отметке – 1645 м. Этаж нефтеносности 20 м. Залежь нефти нижнего прослоя занимает самую маленькую площадь. Максимальные эффективные и нефтенасыщенные мощности приурочены к скважинам №№ 345 и 880. Водонефтяной контакт в залежи отбивается на отметке – 1648 м., этаж нефтеносности нижней залежи 11 м. 1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды По данным анализа глубинных проб нефти из скв. 627 (Анастасиевский участок) газовый фактор нефти изменяется от 97,9 до 103,2 м3/т при плотности нефти в пластовых условиях 0,754-0,752 г/см3. В скв. 125 плотность пластовой нефти возрастает до 0,821 г/см3 и, соответственно, снижается газовый фактор до 79,1 м3/т. Глубинные пробы нефти из скв. 155 –Троицкой изучены недостаточно, ряд важных параметров по ним не определен. Плотность дегазированной нефти по этой скважине составляет 0,892 г/см3, газовый фактор 70,5-71,3 м3/т. Давление насыщения нефти по скв. 627 колеблется в пределах 12,26-13,54 МПа, по скв. 125 оно равно 14,42 МПа. Среднеарифметическое значение Рнас равно 13,2 МПа. Объёмный коэффициент нефти по данным этих двух скважин равен 1,202 (таблица 1.2). В целом нефть IV горизонта тяжелая, смолистая, малопарафинистая. Плотность нефти увеличивается от 0,890 - 0,900 г/см3 в северо-западной части Анастасиевского участка до 0,915 - 0,920 г/см3 в юго-восточной части Троицкого участка. Т а б л и ц а 1.2 – Свойства пластовой нефти IV горизонта Анастасиевско–Троицкого месторождения
Свойства дегазированной нефти IV горизонта приведены в таблице 1.3. Таблица 1.3 – Физико-химические свойства дегазированной нефти
С возрастанием плотности нефти увеличивается ее смолистость от 12 - 14% до 24 - 26% и вязкость от 20 - 35 до 70 - 80 мПа/с. Нефть IV горизонта является ценным сырьем для получения низкозастывающих нефтепродуктов. Температура застывания нефти ниже минус 45 0С, а нефтепродукты, получаемые из нее, не застывают до температуры минус 60 0С. Даже мазут, полученный после отгона из нефти дистиллята, имеет температуру застывания минус 5 0С. Благодаря этим свойствам, из нефти IV горизонта получают высококачественные масла, арктическое дизельное топливо, керосин. Остатки представляют собой ценное котельное топливо - флотский мазут. Растворенный газ в нефти IV горизонта имеет плотность от 0,600 до 0,716 (по воздуху). Содержание метана в нем колеблется в пределах 82-94%. Этана от 1-2 до 6-7% , пропан и бутан присутствуют в долях %, пентан + высшие - от долей % до 1-3% углекислота – до 8%. Свободный газ из газовой шапки более легкий (до 0,650 по воздуху) содержит в среднем: 92,1 % метана; 2,9% этана; 0,06% пропана; 0,014% бутана; 0,02% пентана + высшие. Углекислоты в газе в среднем 4,6%. Пластовая вода IV горизонта щелочная, слабоминерализованная, гидрокар бонатно-натриевого типа. Минерализация воды варьирует и достигает значений от 700 до 1100 мг/л. 2 Технология разработки Анастасиевко-Троицкого месторождения 2.1 Современное состояние разработки месторождения Анастасиевско-Троицкое месторождение открыто в 1952 году. Разработка нефтяной части IV горизонта меотиса начата в 1954 году на Анастасиевском участке, а в 1955 году – на Троицком участке. Основным критерием рациональной системы разработки нефтегазовых залежей является стабильность положения газонефтяного контакта, что позволяет осуществить наиболее полную выработку запасов нефтяного слоя. За период разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения проводился ряд технологических мероприятий, направленных на стабилизацию положения ГНК: - поэтапные переносы интервалов перфорации в добывающих скважинах; - отбор природного газа из газовой шапки; - закачка воды в газовую шапку; - уплотнение сетки добывающих скважин. Не все из проводимых мероприятий оказались эффективными, что не могло не вызвать значительных изменений в положении ГНК и ВНК. Результаты движения ГНК и ВНК приведены в таблице 2.1. Закачка воды в нижнюю часть газовой шапки на Троицкой площади также оказалась неэффективной. Слабопроницаемые пласты, которые наблюдались в разрезе нагнетательных скважин, не являлись экраном для закачиваемой воды и свободно ее пропускали. Закаченная вода скатывалась по кровле диапира под нефтяной слой и преждевременно обводняла ряд добывающих скважин. Кроме того, произошло вторжение нефтяного слоя в газовую шапку и образования зоны вторичной нефтенасыщенности. В процессе разработки нефтегазовой залежи IV горизонта поэтапный перенос интервалов перфорации добывающих скважин являлся достаточно эффективным и экономически обоснованным мероприятием Т а б л и ц а 2.1 – Сравнительные показатели состояния нефтяного слоя IV горизонта.
В 30-40% случаев из-за высокой обводненности и прекращения фонтанирования в скважинах выполняли перенос фильтра через 3-4 года эксплуатации, когда ещё существенная часть запасов нефти в интервале была не отобрана, и лишь около 50% скважин эксплуатировалась порядка 7 лет без переноса интервалов перфорации. Увеличилась частота данного мероприятия в 3,6 раза. Увеличение частоты проведения переносов, в первую очередь обусловлено осложнениями в процессе добычи нефти. Наиболее выгодно проводить их в зонах пласта с высокими значениями толщин остаточного нефтяного слоя. При ограниченном и небольшом (4-6 м) остаточном нефтяном слое, активной газовой шапке и подошвенной воде имеют место прорывы газа, так и воды в интервале перфорации. Кроме того, имеет место вынос породы при освоении скважин, что сопровождается образованием зон разрушения в интервале перфорации, что затрудняет эксплуатацию скважин, приводит к их обводнению и загазованности. Анализ динамики обводнённости продукции по способам эксплуатации показывает, что рост обводненности фонтанных скважин в 1,5-2 раза интенсивнее чем газлифтных скважин. Однако количество воды, добываемой с нефтью, приходящиеся на одну газлифтную скважину, фактически в 5 раз выше добычи воды одной фонтанной скважиной. За период с 2012 года по 2021 год обводненность продукции залежи возросла с 41 до 74 %, газлифтный фонд скважин увеличился с 95 до 502 скважин. Результаты обводненности продукции залежи и состояние фонда скважин приведены в таблицах 2.2 и 2.3. Т а б л и ц а 2.2 – Средние текущие дебиты и обводненность по состоянию на 01.01.2021 г.
Т а б л и ц а 2.3 – Состояние фонда скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения
2.2 Факторы, осложняющие процесс эксплувтвции месторождения Эксплуатация нефтяных скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения осложнена несколькими одновременно действующими факторами: существенное уменьшение толщины нефтенасыщенного слоя по сравнению с первоначальным значением; вторжение нефтенасыщенного слоя в газовую шапку и движение его вверх; высокая обводненность добываемой продукции; значительный вынос песка. Из общего числа эксплуатационных скважин 65% имеют обводненность выше 50 %; 30 % скважин характеризуются прорывами газа, 60 % скважин осложнены пескопроявлениями. В связи с этими осложняющими факторами эксплуатация скважин ведётся с использованием режимных устьевых штуцеров малого диаметра 1,2-2,8 мм, позволяющих регулировать забойное давление с целью ограничения депрессии на пласт. Во многих случаях перепад давления ограничивается 0,07-0,1 МПа. Совокупное действие осложняющих факторв приводит к снижению гидродинамических характеристик скважины за счет кольматации призабойной зоны скважины, засорениию, забоя скважины, преждевременному выходу из строя погружного, и наземного оборудования. Исходя из известных статистических данных, приведенных в таблице 2.4, мехпримеси являются главной причиной выходов из строя установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Т а б л и ц а 2.4 – Основные причины отказов УЭЦН
Нарушение нормального функционирования любой составной части инфраструктуры, вызванное разрушением или засорением песком, приводит к дорогостоящим и продолжительным ремонтам, возникновению негативного влияния на окружающую среду и, соответственно, к значительным экономическим потерям. 3 Исследование технологий и методов повышения экспутационной надежности скважин, осложненных пескопроявлением 3.1 Обзор современных представлений проблемы пескопроявления Проблеме пескопроявлений посвящено большое количество работ и научных трудов. Анализ источников [1-15] показывает, что пескопроявление – многофакторная и многоэлементная сложноустроенная техническая система, включающая: - пескопроявление как явление, существующее в определённом временном интервале; - причины возникновения пескопроявления и факторы его развития; - построение обобщнной и детализированной модели пескопроявления конкретного месторождения. На рисунке 3.1 представлена схема пескопроявления как целостного явления, с характерными стадиями жизненного цикла.
Рисунок 3.1 – Схема пескопроявления как целостного явления с характерными стадиями жизненного цикла Задача управления процессами пескопроявления включает в себя: – прогнозирование пескопроявления; –эффективные методы воздействия на фазы пескопроявления. Относительно причин возникновения пескопроявлений существуют разные точки зрения. В литературе по вопросам ликвидации пескопроявлений приводятся такие причины и факторы: - слабосцементированный коллектор; - вязкость пластового флюида; - скорость движения частиц флюида в пласте; - депрессия; - напряжения в призабойной зоне пласта; загрязнённость призабойной зоны пласта. Наряду с указанными факторами Бабазаде Э.М. [7] указывает, что механизмами, вызывающими отделение песка от основной породы коллектора и его дальнейший вынос, могут быть: - превышение максимально-допустимой депрессии на забое; - прорыв воды; - истощение пласта; - аномальное распределение вертикальных и горизонтальных стрессов в пласте; - частые изменения перепадов давления на забое как результат внезапных и частых остановок скважины. В работах, связанных с исследованием и разработкой техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами выделяют три основные причины разрушения коллектора и выноса песка – геологические, технологические и технические. Специалисты Корпоративного научно-технического центра ОАО «НК «Роснефть» (г. Москва) определили три причины выноса песка (рисунок 3.2) и четыре основных последствий выноса песка (рисунок 3.3). На основании анализа данных многочисленных источников [6-11] можно заключить, что вопросы исследования причин разрушения коллектора и выноса песка изучены достаточно фрагментарно и не последовательно. Общая задача исследования причин разрушения коллектора и выноса песка не сформулирована как самостоятельная и принципиальная научно-техническая проблема [16].
Рисунок 3.2 – Причины выноса песка
Рисунок 3.3 – Последствия выноса песка 3.2 Анализ современных методов и технологий управления пескопроявлениями На сегодня известен целый ряд методов и технологий управления осложнениями, обусловленных пескопроявлениями [6-19]. Большинство исследователей отмечает, что крепление песчаников ПЗС является наиболее рациональным способом борьбы с пескопроявлениями. Для этого на практике применяют химические, физико-химические, механические способы и их комбинации. Механические методы наиболее просты и доступны, и поэтому получили наибольшее распространение. К ним относится оборудование нефтяных скважин противопесочными фильтрами различных конструкций. Фильтр – это специальное устройство, устанавливаемое в скважину с целью очистки добываемого из пласта флюида от пластового песка и других инородных примесей. Фильтр должен пропускать флюид, при этом иметь минимальные гидравлические сопротивления, надёжно предохранять скважину от проникновения твёрдой фазы, образования пробок и существенного снижения дебита. Наиболее важным конструктивным элементом фильтра является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравийной набивки по отношению к диаметру частиц выносимого пластового песка. По принципу устройства фильтрующего элемента отечественные фильтры делят на четыре класса [6]: намывные гравийные фильтры; щелевые фильтры; проволочные фильтры; перфорированные фильтры. В свою очередь каждый из классов можно разделить на несколько групп в зависимости от их модификации. На практике применяются фильтры, комбинирующие несколько принципов устройств, которые дополняют друг друга. Общими требованиями, предъявляемыми к скважинным фильтрам, являются: максимальное проходное сечение фильтрующего элемента и минимальная кольматация его проходного сечения во время работы. При выборе фильтра учитывается гранулометрический состав горной породы, проницаемость пласта, дебит скважины, пластовое давление, температура, размер обсадной колонны, химико-физическая характеристика добываемого продукта и т.д. Известны самые разнообразные конструкции фильтров, применение которых заключается в задержании частиц проппанта и породы пласта вокруг отверстий фильтра. К ним относится оборудование нефтяных скважин противопесочными фильтрами различных конструкций: с круглыми и щелевыми отверстиями, проволочные, с фильтрующей поверхностью из многослойных сеток, расположенных в вертикальных и горизонтальных плоскостях, а также набивные забойные (каркасно-гравийные) фильтры. Размер отверстий выбирается по определённой методике с целью предотвращения выноса через них определённых фракций механических частиц. Анализ применения противопесочных фильтров, выпускаемых отечественной и зарубежной промышленностью и используемых в нефтепромысловой практике, показывает, что они должны удовлетворять следующим основным требованиям: - обеспечение заданного уровня эксплуатационных характеристик (производительность и уровень отсечения песка по размерам частиц, долговечность); - достаточная механическая прочность и устойчивость в условиях коррозионной и эрозионной нагрузки; - возможность проведения механической или химической очистки фильтра (регенерации) без извлечения его из скважины. К числу наиболее распространённых отнесены каркасно-стержневая, кольчатая и перфорационная конструкции (рисунок 3.4).  А – гравийный фильтр; Б – щелевой фильтр; В – перфорированный фильтр; Г – схема каркасностержневого фильтра; Д – проволочный скважинный фильтр; Е – фильтр с опорным элементом; Ж – сетчатый скважинный фильтр; З – щелевой фильтр. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ескопроявление
большие силы т рения;
ревышение
