Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Правильность эксплуатации и обеспечение более длительного и бесперебойного фонтанирования скважин заключается в том, чтобы обеспечить оптимальные дебит при возможно меньшем газовом факторе с минимальными потерями давления в подъемнике (фонтанирование на оптимальном режиме). Для создания таких условий фонтанирования и определения условий перевода скважин на механизированную добычу, необходимо оценить предельные (минимальные) давления фонтанирования скважин (при условиях Р_заб≥Р_нас и Р_заб<Р_нас) и предельную обводненность (при которой скважины прекращают фонтанировать), обосновать выбор фонтанного подъемника (компоновку лифта) и согласовать работу системы пласт-скважина (Q_н, Р_у, Р_заб, К_прод), а также обосновать выбор соответствующего наземного и подземного оборудования. Для расчета и обоснования предельных забойных давлений, ниже которых скважина прекращает фонтанирование и предельную обводненность, использован графоаналитический метод, основанный на определении соотношений объема свободного газа и расхода газа при работе газожидкостного подъемника с безводной и обводненной продукцией.

На период разработки месторождения Каракудук следует, что:

- скважины будут эксплуатироваться фонтанным и механизированным способами, при этом, начиная с 2011 года, фонтанных скважин не будет;

- в эксплуатацию с 2005 года фонтанным способом будут вводиться только скважины, эксплуатирующие I и III объекты разработки;

- эксплуатация скважин с поддержанием пластового давления приводит к прогрессивному увеличению обводненности продукции;

- по всем объектам добывающие скважины будут эксплуатироваться с забойными давлениями на уровне и выше давления насыщения;

- по всем объектам забойное давление в нагнетательных скважинах будет поддерживаться на уровне 0,9*Р_гидр;

- по всем объектам коэффициент использования экспл. фонда скважин составит 0,95;

- по всем объектам коэффициент эксплуатации для нагнетательных и добывающих фонтанных скважин составит 0,95, для добывающих механизированных – 0,95;

- по всем объектам коэффициент компенсации отбора закачкой составит 100%;

Скважины, разрабатывающие горизонты Ю-I, II, все переведены на механизированный способ добычи, преимущественно ПЭЦН, с различными дебитами нефти (11-122 т/сут) и обводненностью до 93% (скважина №204). На начальном этапе разработки происходило фонтанирование скважин, но со дня ввода в эксплуатацию фонтанирование скважин сопровождалось снижением дебитов жидкости и нефти, что обуславливалось падением пластового давления и ухудшением коллекторских свойств призабойной зоны. Кроме того, условия фонтанирования ограничиваются тем, что текущие пластовые давления по сравнению с начальными пластовыми давлениями уже существенно снижены. Поддержание пластового давления не привело к росту пластового давления в связи с тем, что нагнетательные скважины расположены далеко от добывающих скважин. В скважинах 158 и 196 для увеличения производительности провели ГРП, в результате которого были получены ощутимые приросты дебитов, однако продолжительная эффективность этого дорогостоящего метода интенсификации не гарантируется. Скважина 107 периодически фонтанировала (два-три дня в месяц) с маленьким дебитом нефти (4 т/сут) и обводненностью 2%, но в ходе разработки была переведена на механизированный способ (ПЦЭН). Выбор насоса для каждой скважины осуществляется с учетом ее добывающих возможностей. На основании вышеизложенного следует, что в скважинах, разрабатывающих горизонты Ю-I, II, фонтанирование возможно с начала ввода скважины в эксплуатацию и должно обеспечиваться поддержанием пластового давления, систематическим проведением ГРП, но при увеличении обводненности и снижении производительности скважины будут планомерно переводиться на механизированный способ эксплуатации. [5]

Скважины 102 и 103, разрабатывающие горизонт Ю-VIII, фонтанируют с дебитами нефти 29 т/сут и 45 т/сут соответственно. Скважина 101 с недавнего времени после прекращения фонтанирования была переведена на механизированный способ (ПЭЦН) и работает с дебитом нефти 15 т/сут. Со дня ввода в эксплуатацию работа скважин сопровождалось снижением дебитов жидкости и нефти, что было обусловлено падением пластового давления и ухудшением коллекторских свойств призабойной зоны скважины. Начиная с 2007 года за счет поддержания пластового давления скважиной 88, в скважинах произошел рост пластового давления без существенного увеличения обводненности, после чего дебиты жидкости и нефти во времени снижаются незначительно. Стабильное фонтанирование скважины 102 обеспечивается за счет высокого газового фактора (220,1 м³/т). В скважине 101 для увеличения производительности провели ГРП, в результате которого был получен ощутимый прирост дебита нефти (48 т/сут), однако в процессе эксплуатации дебит нефти при росте пластового давления планомерно снижался, следовательно, эффективность этого дорогостоящего метода интенсификации бесспорная, но не продолжительная. Скважина 87 с высоким пластовым давлением (26,9 МПа) после продолжительного фонтанирования была переведена на эксплуатацию при помощи ПЦЭН и работает с дебитом порядка 5 т/сут и обводненностью 5%, в ходе исследований по определению градиента давления по стволу скважины было установлено, что ниже глубины 1150 м имеется столб воды. На основании вышеизложенного следует, что скважины, разрабатывающие горизонты Ю-VIII, IX, будут фонтанировать с поддержанием пластового давления, с систематическим проведением ГРП, но с увеличением обводненности будут переводиться на механизированный способ эксплуатации.

Скважины 270, 241 и 243, разрабатывающие горизонт Ю-VII, фонтанируют с дебитами нефти 33, 51 и 48 т/сут соответственно, обводненность скважины 241 - 20%, остальные скважины безводные. Еще 15 скважин эксплуатируются с помощью ПЦЭН и работают с различными дебитами (от 5 до 51 т/сут) и обводненностью до 44% (скважина №250). На основании вышеизложенного следует, что скважины, разрабатывающие горизонт Ю-VII, также в процессе обводнения фонтанных скважин будут переводиться на механизированный способ или переводиться на другие горизонты.

Для перевода на механизированный способ эксплуатации с применением СШНУ выбирались скважины, фонтанировавшие с маленькими или пульсирующими дебитами (5-15 т/сут), и скважины, остановленные из-за отсутствия притока или неисправности деталей подземной части насосов (ЭЦН). Такими скважинами являются скважины №143 и №200, разрабатывающие I объект, переведенные после эксплуатации ПЭЦН на СШНУ во второй половине 2009 года.

На сегодняшний день основная масса скважин (74,8%) разрабатывает горизонт Ю-I и большинство из них (95%) эксплуатируются ПЦЭН. На основании проведенного анализа следует, что скважины в процессе роста обводненности с фонтанного способа будут планомерно переводиться на эксплуатацию погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН). Этот способ оказался наиболее приемлемым для данного месторождения [5].