Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Эффективность вывода скважин из бездействия в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Доля бездействующих скважин на отдельных месторождениях «РН-Юганскнефтегаза» составляет 20–30%, что требует реализации эффективных мероприятий по выводу скважин из бездействия. С этой точки зрения наиболее успешными ГТМ признаны ОПЗ, смена ЭПО и перфорационные работы, тогда как эффективность ловильных и ремонтно-изоляционных работ сравнительно ниже.

02.01.2011 Инженерная практика №01/2011
Шмелев Павел Петрович Ведущий специалист отдела УППРиГТМ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Программа общества по выводу скважин из бездействия на старых месторождениях основана на остановке или ограничении в отборе тех скважин, которые потребляют большое количество энергии, что дает возможность запустить сравнительно более эффективные скважины бездействующего фонда и в конечном счете повысить КИН.

Распределение бездействующего фонда по месторождениям «РН-Юганскнефтегаза»
Распределение бездействующего фонда по месторождениям «РН-Юганскнефтегаза»

Доля бездействующего фонда в «РН-Юганскнефтегазе» по состоянию на 1 сентября 2010 года составляла 17%, что близко к среднему уровню по отечественному фонду. По месторождениям компании этот показатель колеблется от 0 до 61% (см. «Распределение бездействующего фонда по месторождениям «РНЮганскнефтегаза»). Самый высокий процент бездействующих скважин характерен для старых месторождений Западной Сибири – Мамонтовского, Усть-Балыкского, Южного Сургута и других. В отдельных случаях значительная доля бездействующего фонда обусловлена не продолжительностью разработки месторождения, а геологическими особенностями пластов. К примеру, бездействие более 60% скважин на Фаинском месторождении напрямую связано с низкими фильтрационно-емкостными свойствами нефтеносных пород.

По новым месторождениям компании, таким как Приобское, Салымское, Восточно-Правдинское, доля бездействующего фонда не превышает 4–5%.

Основные причины перевода скважин в бездействие
Основные причины перевода скважин в бездействие

Большая часть скважин «РН-Юганскнефтегаза», переведенных в 2010 году в категорию бездействующих, (62%, или 420 скважин) остановлена из-за нерентабельности. Это главным образом высокообводненные или/и малодебитные скважины (см. «Основные причины перевода скважин в бездействие»). Из-за фактора аварийности в 2010 году переведены в бездействующий фонд 64 скважины (10%. Большинство скважин, переведенных в бездействующий фонд по иным причинам, были остановлены для проведения ГТМ (97 скважин, 14%). Среди прочих причин остановки скважин можно назвать высокое пластовое давление, ограничения по наземной инфраструктуре, отсутствие необходимого оборудования и т.д.

Распределение ГТМ при выводе скважин из бездействия по видам
Распределение ГТМ при выводе скважин из бездействия по видам

ВИДЫ ГТМ ПО ВЫВОДУ СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВИЯ

Среди мероприятий по выводу скважин из бездействия 70% приходится на легкие виды ГТМ (ОПЗ, перестрел, дострел и смена ЭЦН). Остальная часть – ловильные работы, РИР (см. «Распределение ГТМ при выводе скважин из бездействия по видам»).

Доля тех или иных ГТМ при выводе скважин из бездействия в значительной степени отражает их эффективность. Наиболее успешными мероприятиями можно считать такие, как ОПЗ, смена ЭПО, перфорационные работы. Их эффективность оценивается в районе 70–92%.

Эффективность ГТМ при выводе скважин из бездействия
Эффективность ГТМ при выводе скважин из бездействия

Эффективность ловильных и ремонтно-изоляционных работ в этом плане сравнительно более низкая (55 и 36% соответственно), что связано как с технологическими сложностями при их реализации, так и с проблемами при оценке текущей обводненности пласта при выводе скважин из длительного бездействия (см. «Эффективность ГТМ при выводе скважин из бездействия»).

Причины недостижения проектных показателей при выводе из бездействия после ГТМ
Причины недостижения проектных показателей при выводе из бездействия после ГТМ

Если говорить о причинах недостижения расчетных приростов дебита от вывода скважин из бездействия, то на первом месте находятся ошибки интерпретации данных ГИС, ГДИС, в том числе неправильная оценка обводненности и добычного потенциала скважин (см «Причины недостижения проектных показателей при выводе из бездействия после ГТМ»). Это связано в первую очередь с тем, что на старых месторождениях технически очень сложно моделировать текущую ситуацию по пласту.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РИР

«РН-Юганскнефтегаз» ведет детальный анализ эффективности РИР, выполняемых подрядчиками, согласно которому наиболее успешными были работы ООО «Синтек», а также РИР, проведенные с помощью системы «Тандем-4», то есть «бесцементные» виды работ. Наибольший объем работ с высокой технологической успешностью выполнило ООО «Геоник» (система «Тандем-4»). Перевод скважин на нижележащий горизонт (ПНЛГ) и ликвидация заколонной циркуляции(ЗКЦ), которые выполняются с цементной заливкой, характеризуются средней технологической эффективностью – около 80%. Самая высокая технологическая и геологическая эффективность от устранения негерметичности эксплуатационной колонны достигается за счет применения пакерных систем «Тандем-4» на фонде скважин с ГРП.

Объемы выполнения РИР по видам
Объемы выполнения РИР по видам
Эффективность РИР по подрядчикам
Эффективность РИР по подрядчикам
Эффективность РИР по видам изоляции
Эффективность РИР по видам изоляции

В целом при снижении объемов РИР по ликвидации ЗКЦ можно отметить рост объемов работ по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (74% в 2010 году по сравнению с 67% в 2009 году) (см. «Объемы выполнения РИР по видам»; «Эффективность РИР по подрядчикам»; «Эффективность РИР по видам изоляции»).

ПРОГРАММА ПО ВЫВОДУ СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВИЯ НА МАМОНТОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

«Программа по выводу скважин из бездействия в условиях ограничений по инфраструктуре» в «РНЮганскнефтегазе» осуществлялась на Мамонтовском месторождении в условиях ограничений по инфраструктуре в 2008–2009 годах. Мамонтовское месторождение, одно из самых старых в стране, характеризуется высокой долей остаточных запасов, высокой загруженностью объектов как по пропускной способности, так и по энергопотреблению.

При реализации программы применялся индивидуальный подход к каждой скважине. Основной принцип программы заключался в следующем. Скважины, потребляющие самое большое количество электроэнергии, останавливаются или ограничиваются в отборе (в них спускается насос меньшего типоразмера). За счет этого появляется возможность запуска из бездействия наиболее эффективных скважин, а следовательно, увеличения отборов нефти, сокращения добычи воды, что в конечном итоге и позволяет повысить КИН.

В идеале системная работа, основанная на этом принципе, должна строиться так. Сначала выделяется определенный участок месторождения по пласту и по объекту энергетики, затем анализируются технологические режимы всех добывающих скважин и определяются бездействующие скважины, которые могут быть запущены на данном участке. Объект для работ не должен быть слишком большим, чтобы была возможность тщательно отслеживать динамику всех показателей. Для каждой скважины важно подобрать оптимальный режим работы, при котором в условиях жестких ограничений по электроэнергии и пропускной способности объектов наземной инфраструктуры можно получить максимальный отбор.

Результаты реализации программы по состоянию на октябрь 2010 года показали эффективность точечного подхода к решению проблемы за скользящий промежуток времени. Было выведено несколько скважин из бездействия взамен остановленных либо ограниченных в отборе. В итоге нам удалось достичь прироста добычи нефти 173 т/сут, сокращения добычи жидкости на 189 м3/сут, экономии электроэнергии

–1344 кВт/сут, а также увеличить добывающий фонд на 12 скважин (см. «Реализация программы по выводу скважин из бездействия на Мамонтовском месторождении»).

Реализация программы по выводу скважин из бездействия на Мамонтовском месторождении
Реализация программы по выводу скважин из бездействия на Мамонтовском месторождении

По результатам реализации «Программы по выводу скважин из бездействия в условиях ограничений по инфраструктуре» на Мамонтовском месторождении она была «растиражирована» на другие месторождения, имеющие такие же проблемы.

ВЫВОДЫ

Рост бездействующего фонда на месторождениях «РН-Юганскнефтегаза» происходит в основном за счет нерентабельных обводненных и малодебитных скважин. При этом ведется активная работа по выводу скважин из бездействия путем проведения различных ГТМ. За 2009–2010 годы проведено почти 300 мероприятий по выводу скважин из бездействия, которые приурочены в основном к наиболее проблемному Мамонтовскому региону. Большая часть скважин выводится из бездействия путем легких ремонтов, которые показывают наибольшую эффективность.

Фактором, значительно осложняющим вывод скважин из бездействия на старых месторождениях, выступают ограничения по инфраструктуре. Эта проблема может решаться посредством оптимизации энергопотребления за счет точечных остановок энергоемких скважин (или оптимизации их работы) и последующего вывода из бездействия более эффективных скважин.

В настоящее время эффективность РИР в скважинах с нарушением герметичности эксплуатационной колонны в области кондуктора практически равна нулю. Достаточно вспомнить, что именно из-за проблемы негерметичности на месторождениях Южно-Сургутском и Мамонтовском в 1970-х годах скважины ликвидировались и выводились в бездействие целыми кустами. Сегодня эти скважины, негерметичности эксплуатационных колонн которых приурочены к низкотемпературным пластам, также остаются наиболее проблемными: подрядные организации подчас не берутся изолировать данные негерметичные участки. Еще одна проблема – кольматация ПЗП при проведении ремонтов, особенно при изоляции заколонных пе-ретоков. Путем решения данной проблемы видится использование пакеров-ретейнеров.

Что касается особых требований (повышение качества изолирующих составов, устойчивости составов к кислотным композициям и воздействию перфорацией, снижение рисков по кольматации рабочих интервалов цементными составами, повышение общей эффективности РИР) к подрядным организациям, выполняющим РИР, они выдвигаются уже на начальном этапе при проведении тендера на данные виды работ.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
От схемы «нет результата – нет денег» пора отказаться
Практический опыт применения программы «Автотехнолог-Энергоэффективность»
Свежий выпуск
Инженерная практика №11-12/2023

Инженерная практика

Выпуск №11-12/2023

Повышение эффективности мехфонда. Работа с осложненным фондом скважин. Методы борьбы с коррозией
Методы интенсификации добычи ВВН и СВН Автоматизация мониторинга ОФОборудование для эксплуатации БС и СМД Комплексный подход к защите ВСО от коррозииИмпортозамещение в сфере ЛКМ
Ближайшее совещание
Поддержание пластового давления, Разработка месторождений
Цифра – 2024
Производсвенно - техническое Совещание

ЦИФРА ‘2024. Цифровые технологии для решения задач разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Опыт и практика.

с 20 по 21 ноября 2024 года, г. Казань
ООО «Инженерная практика» приглашает Вас и Ваших коллег принять участие в отраслевой технической Конференции «ЦИФРА ‘2024. Цифровые технологии для решения задач разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Опыт и практика». Мероприятие будет проходить в очном формате в зале гостиницы «Мираж» города Казань. Важно! Назначены новые даты проведения совещания в период с 20 по 21 ноября 2024 года в рамках конференции "Осложненный фонд 2024".
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).