Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Внедрение технологий ОРД по схемам УЭЦН-УСШН и УСШН-УСШН и постоянного мониторинга на Арланском нефтяном месторождении

Арланское нефтяное месторождение находится на завершающей стадии разработки, сопровождающейся высокой обводненностью добываемой продукции и значительной выработкой запасов по основным продуктивным пластам. В течение последних лет происходит непрерывное ухудшение структуры остаточных запасов, в первую очередь вследствие увеличения доли запасов, содержащихся в промежуточных пластах. Это обстоятельство обуславливает необходимость применения технологии одновременно-раздельной добычи (ОРД) пластовой жидкости для рентабельной довыработки
остаточных запасов.

В предлагаемой Вашему вниманию статье описан опыт внедрения компоновок ОРД с установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) и установками штанговых скважинных насосов (УСШН) по схемам УЭЦН-УСШН и УСШН-УСШН, а также раздельного постоянного мониторинга параметров пластов с использованием комплексного скважинного прибора «КРОТ-ОРЭ».

19.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016
Куршев Алексей Вячеславович Руководитель сектора по РМФ ПТО НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча», к.т.н.
Беляев Владимир Атласович Заместитель начальника по производству НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча»

Разработка терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения предоставляет сложную технологическую задачу в силу особенностей геологического строения залежи. После полного извлечения нефти из высокопродуктивных пластов часть запасов остается в малопродуктивных «промежуточных» пластах, доразработка которых стандартными способами может оказаться нерентабельной, тогда как недовыработка означала бы существенное снижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).

На начальном этапе разработки запасы промежуточных пластов составляли 11% от всех запасов месторождения. В результате опережающей выработки основных пластов с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) удельный вес остаточных запасов промежуточных пластов к настоящему времени достиг 25%.

Рис. 1. Внедрение компоновок для ОРД на Арланском м/р
Рис. 1. Внедрение компоновок для ОРД на Арланском м/р

С целью вовлечения в разработку промежуточных менее выработанных пластов терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) и пластов каширо-подольского горизонта без бурения дополнительных скважин требуется внедрение систем ОРД, потенциальный объем внедрения которых на Арланском месторождении составляет 247 скважин (см. таблицу). Согласно выполненным расчетам оснащение всех этих скважин системами ОРД позволило бы дополнительно извлекать 710,5 тонн нефти в сутки. Тем не менее с момента начала внедрения технологии в 2009 году установлено в общей сложности только 12 комплектов оборудования (рис. 1).

Таблица. Потенциальный объем внедрения оборудования для ОРД на Арланском м/р
Таблица. Потенциальный объем внедрения оборудования для ОРД на Арланском м/р

 

Рис. 2. Схема компоновки оборудования для ОРД типа УСШН-УСШН
Рис. 2. Схема компоновки оборудования для ОРД типа УСШН-УСШН

КОМПОНОВКИ ДЛЯ ОРД

В десять из 12 скважин были спущены компоновки с системами ОРД УЭЦН-УСШН, в две скважины – компоновки УСШН-УСШН (рис. 2). Внедрение оборудования позволило получить дополнительную добычу в объеме 48,7 тонн в сутки. Накопленная добыча на момент подготовки настоящей статьи составляла 26,6 тыс. тонн.

Для контроля разработки двух и более пластов требуется раздельное отслеживание динамики пластового и забойного давлений и дебитов каждого из пластов. Во многих случаях эти данные разделяются условно, однако отсутствие или неверная оценка скважинных данных приводит к неправильной оценке процессов, происходящих в каждом пласте, а следовательно, к неправильной оценке остаточных запасов и энергии пластов и низкой эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Рис. 3. Комплексный глубинный прибор «КРОТ-ОРЭ»
Рис. 3. Комплексный глубинный прибор «КРОТ-ОРЭ»

В применяемых нами компоновках осуществляется раздельный подъем жидкости по каждому пласту. Информацию о забойном давлении мы получаем от датчиков системы погружной телеметрии (термоманометрической системы, ТМС) на УЭЦН и комплексного прибора «КРОТ-ОРЭ» в компоновках УСШН-УСШН (рис. 3).

Принцип работы установки следующий: продукция нижнего пласта поступает на прием нижнего штангового насоса и перекачивается им в полость полых насосных штанг и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта по межтрубному пространству и каналу поступает на прием верхнего штангового насоса и перекачивается им в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), по которой она и поднимается на поверхность. Для разобщения пластов используется пакер ПРО-ЯМО2 производства ООО НПФ «Пакер».

Конструкция компоновки позволяет измерять все параметры, необходимые для осуществления контроля над разработкой месторождения. Информацию о забойном давлении по верхнему пласту мы получаем по межтрубному пространству и прибору КРОТ, информацию о забойном и пластовом давлении, а также о влагосодержании по нижнему объекту мы получаем только по прибору «КРОТ-ОРЭ». Контроль работы УСШН осуществляется при помощи динамограмм. От скважины до автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) смонтированы две отдельные выкидные линии для выполнения раздельных замеров дебита жидкости.

Прибор КРОТ включает технологический переводник, прибор с двумя манометрами, двумя термометрами и влагомером, одножильный бронированный геофизический кабель и наземный регистратор «Контроль». Для защиты кабеля от повреждений при спуске в скважину используются пластиковые центраторы.

Компоновки УСШН-УСШН были внедрены в 2014 году. Текущие наработки составляют по скважине №1 – 914 сут, по скважине №2 – 820 суток.

За время эксплуатации скважины №1 произошли семь обрывов полых насосных штанг. Все обрывы были ликвидированы без подъема насосов и пакера. В скважине №2 отказов глубинно-насосного оборудования не было.

МОНИТОРИНГ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ПЛАСТОВ

При помощи прибора «КРОТ-ОРЭ» мы могли отслеживать динамику забойного давления, температуры и обводненности продукции нижних объектов. Данные по обводненности мы также получали по результатам анализа устьевых проб по нижним объектам эксплуатации терригенной толщи нижнего карбона (рис. 4).

Рис. 4. Исследования скважины №2 Арланского м/р (нижний объект)
Рис. 4. Исследования скважины №2 Арланского м/р (нижний объект)

Показания прибора «КРОТ-ОРЭ» позволили вести контроль забойного давления также и по верхнему объекту эксплуатации, относящемуся к каширо-подольскому горизонту. Данные о забойном давлении в данном случае уточнялись отбивкой динамических уровней с устья скважины (рис. 5).

Рис. 5. Исследования скважины №2 Арланского м/р (верхний объект)
Рис. 5. Исследования скважины №2 Арланского м/р (верхний объект)
Рис. 6. Схема компоновки глубинно-насосного оборудования скважины №3 Арланского месторождения
Рис. 6. Схема компоновки глубинно-насосного оборудования скважины №3 Арланского
месторождения

Помимо компоновок ОРД приборы «КРОТ-ОРЭ» используются и при проведении специальных гидродинамических исследований одного объекта эксплуатации, который эксплуатируется УСШН (рис. 6).

Проведение исследований данной скважины было обусловлено необходимостью уточнения ФЕС отдельных пластов каширского горизонта в преддверии выполнения нового проектного документа. Необходимо было отключить верхние пласты пакером, что не позволило бы вести мониторинг забойного давления отбивками динамических уровней. Задачу планировалось решить путем мониторинга забойного давления в подпакерной зоне. Скважина вскрывает каширо-подольский горизонт, эксплуатируется при низком дебите и забойном давлении ниже давления насыщения.

Для реализации проекта было принято решение о спуске пакера выше интервала исследуемого пласта и была подобрана технология онлайн-мониторинга забойного давления в подпакерной зоне с передачей параметров на устье скважины в онлайн-режиме.

По результатам исследований подтверждено прогнозное пластовое давление. Коэффициент продуктивности определялся при дебите 2,9 м3/сут и составил 0,07 м3/сут/атм. Определение ФЕС пласта при данном исследовании оказалось невозможным вследствие эксплуатации скважины с забойным давлением 18,2 атм (рис. 7). К сожалению, вследствие низкого потенциала исследуемого пласта и соответствующих режимов работы глубинно-насосного оборудования (ГНО), поднять забойное давление данной скважины выше давления насыщения перед остановкой и закрытием скважины на КВД в данном случае не удалось. Данный риск учитывался в дизайне и был подтвержден в ходе онлайн-мониторинга прибором «КРОТ-ОРЭ».

Рис. 7. Динамика давления в интервале перфорации исследуемого пласта скважины №3 Арланского м/р
Рис. 7. Динамика давления в интервале перфорации исследуемого пласта скважины №3 Арланского м/р

По результатам исследований был получен необходимый опыт контроля давления в подпакерной зоне, который будет использоваться при внедрении оборудования для ОРД и при проведении специальных гидродинамических исследований на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча».

Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Адаптация компоновок ОРЭ к серийному применению
Результаты проведения опытно-промысловых испытаний контроллеров и станций управления Lufkin
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.