Техника и технология добычи нефти и газа

Расчеты показывают, что с первых лет разработки наряду с фонтанной эксплуатацией необходим планомерный перевод скважин на механизированную добычу. Как показали проведенные работы скважины Ю-I горизонта будут фонтанировать до обводненности 15%, Ю-VIII горизонта -50%.

Месторождение Каракудук по параметрам пластов, характеру добываемой продукции соответствует возможности широкого применения наиболее эффективного и высокопроизводительного газлифтного способа эксплуатации скважин. Такие преимущества, как высокий коэффициент эксплуатации, большой межремонтный период, возможность осуществления без подходных ремонтов делают этот способ наиболее перспективным. Однако отсутствие источников газоснабжения не позволяют рекомендовать внедрение этого способа эксплуатации.

Высокая температура добываемой продукции, высокое содержание газа в продукции добывающих скважин, осложняющее условие эксплуатации электронасосов, не позволяют ориентироваться на внедрение центробежных электронасосов.

На основе вышеизложенного для условий разработки месторождения Каракудук при переходе на механизированную добычу наиболее приемлема штанговая глубинно-насосная эксплуатация. Оценка добывных возможностей проектного фонда скважин показывает, что в основном он соответствует производительности ШГН.

Наличие парафина и высокое газосодержание в добываемой продукции в определенной мере осложняют эксплуатацию скважин, оборудованных ШГН. Однако имеются довольно надежные и простые методы и средства, с использованием которых будут сведены до минимума осложняющие факторы.

На рисунке 3.1 приведен график согласования работы пласта и подъемника диаметром 73 мм для скважин горизонтов Ю-I, II при безводной продукции, для устьевых давлений Р_буф = 0,5; 0,8; 1; 1,3 МПа. Минимальное устьевое давление ограничено значением 0,5 МПа (давление необходимое для нормального функционирования системы сбора). На графике характеристические кривые пересекаются с индикаторной линией (кривой притока) в точках, определяющих забойное давление и дебит при допустимых значениях устьевого давления (режим работы скважины). Индикаторная линия рассчитана исходя из проектного значения коэффициента продуктивности (К_пр = 14,9 м³/(сут*МПа)). Как видно из графика 3.1, согласование работы пласта и подъемника (режим работы с максимальным дебитом) происходит при забойных давлениях от 15,9 до 18 МПа, дебит при этом изменяется от 55 до 23 м³/сут, при давлениях на устье от 0,5 до 1 МПа. Ориентировочно проектные дебиты жидкости (35-50 м³/сут) будут обеспечиваться при устьевых давлениях 0,6-0,9 МПа и забойных давлениях 16,3-17,3 МПа соответственно.

Рисунок 3.1- График согласования работы пласта и подъемника диаметром 73 мм для горизонтов Ю-I-II

На рисунке 3.2 приведен график согласования работы пласта и подъемника диаметром 73 мм для скважин горизонтов Ю-VIII, IX при безводной продукции, для устьевых давлений Р_буф = 5; 5,5; 6 МПа. Минимальное устьевое давление ограничено значением 5 МПа (ниже которого условие разработки Р_заб≥Р_нас не будет выполняться). На графике характеристические кривые пересекаются с индикаторной линией (кривой притока) в точках, определяющих забойное давление и дебит при допустимых значениях устьевого давления (режим работы скважины). Индикаторная линия рассчитана исходя из проектного значения коэффициента продуктивности (К_пр = 3,8 м³/(сут*МПа)). Как видно из графика 3.3.2, согласование работы пласта и подъемника (режим работы с максимальным дебитом) происходит при забойных давлениях от 21 до 23,5 МПа, дебит при этом изменяется от 18 до 10 м³/сут, при давлениях на устье от 5 до 5,5 МПа. Проектные дебиты жидкости (25-35 м³/сут) будут обеспечиваться при условии увеличения продуктивности скважин за счет проведения интенсификации притока (гидроразрыв пласта и др.).

Построение данных графиков проводилось на период 2004-2005 гг. [1] Поэтому они могут не совпадать с реальными параметрами работы скважин на данный момент.

На сегодняшний день добывающие скважины, относящиеся к механизированному фонду скважин, эксплуатируются штанговыми глубинными насосами и погружными электроцентробежными насосами. Следовательно, основные перспективы механизированной добычи связаны с СШНУ и ПЦЭН.

Рисунок 3.2-График согласования работы пласта и подъемника диаметром 73 мм для горизонтов Ю-VIII, IX

В таблице 3.1 приведены показатели эксплуатации скважин. В качестве альтернативы будут рассмотрены винтовые штанговые насосы, ранее опробованные на месторождении и не нашедшие широкого применения из-за низкой эксплуатационной надежности. Возможность применения винтовых штанговых насосов обусловлена наличием огромного количества компаний, предлагающих насосы различных модификаций, удовлетворяющих условиям данного месторождения.

В процессе анализа эксплуатации скважин было установлено, что в большинстве скважин текущие пластовые давления по сравнению с начальными пластовыми давлениями существенно снижены, скважины характеризуются невысокими коэффициентами продуктивности. Для обеспечения необходимых дебитов жидкости необходимо поддерживать средние динамические уровни на глубине 850 – 1150 м. Нефти продуктивных горизонтов характеризуются высоким газосодержанием, следовательно, для уменьшения вредного влияния газа необходимо спускать насосы на большую глубину (1050 - 1450 м), чтобы погружение под приведенный динамический уровень составляло 200 – 300 м. Скважины, оборудованные ПЦЭН, наиболее подвержены вредному влиянию газа, поэтому в силу конструктивных особенностей, целесообразно будет спускать насосы на глубину 1800 – 2000 м. В скважинах, оборудованных СШНУ с увеличением высоты подъема, и как следствие глубины спуска насосов, уменьшается эксплуатационная надежность, поэтому рационально будет ограничиться максимальной глубиной спуска - 1450 м. Увеличение пластового давления за счет закачки и улучшение коллекторских свойств пород после проведения интенсификации притока (ГРП и др.) будет способствовать подъему средних динамических уровней, и как следствие уменьшению глубины спуска насосов.