Мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин

В настоящее время практически весь фонд объекта АВ_4-5 эксплуатируется механизированным способом (исключение составляет одна фонтанная скважина – 0,3% действующего фонда). По состоянию на 1.01.2008 года 302 скважины (79%) эксплуатируется с помощью ЭЦН, 46 скважин (12%) – газлифтным способом, 35 скважины (9,1%) – с помощью ШГН.

В последние годы на Самотлорском месторождении как и на многих месторождениях Западной Сибири выполняется большой объем работ по оптимизации режима эксплуатации скважин механизированного фонда.

Одним из основных видов ГТМ по оптимизации режима работы скважин является смена подземного насосного оборудования на более высокопроизводительные и высоконапорные типоразмеры, углубление установки насосов для обеспечения более высоких депрессий на пласт.

Однако нередко эти мероприятия при достижении определенного технологического эффекта имеют негативные последствия в виде сокращения сроков работы насосов на отказ из-за более жестких термобарических условий их эксплуатации, роста осевых динамических нагрузок, увеличения выноса мехпримесей из пласта и, соответственно, повышения их содержания в откачиваемой продукции.

В наклонно-направленных скважинах со сложным профилем проводки увеличение глубины спуска и рост габаритных размеров насосного оборудования влечет за собой повышение вероятности/риска получения механических повреждений системы «кабель-ПЭД-насос».

На скважинах, оборудованных ЭЦН, в качестве ГТМ нередко используют увеличение типоразмера насосов, то есть форсированный отбор жидкости. Насосами высокой производительности (вторая область типоразмеров ЭЦН) оборудуются скважины, размещенные на участках пластов с улучшенными ФЭС, т.е. на площадях залежей длительное время активно разрабатываемых, со сложившейся системой фильтрационных потоков от линий нагнетания воды к зонам отборов. Как показывают результаты многочисленных опытно-промышленных работ на месторождениях Западной Сибири по закачке индикаторов заводнения-«трассеров», в «промытых» зонах образуются техногенные зоны супервысокой проводимости. В этих условиях форсированный отбор жидкости приводит практически только к увеличению отборов закачиваемой воды, росту обводненности продукции и динамического уровня, без изменения, а в нашем случае, к уменьшению депрессии на пласт и, следовательно, без подключения к выработке дополнительных нефтенасыщенных толщин. Дальнейшее увеличение типоразмера насосов (1250 м3/сут и более) является нерациональной мерой, т.к., во-первых, не гарантируется достижение положительных результатов, во-вторых, столь значительное увеличение отборов жидкости при малой доле нефти ставит под вопрос экономическую целесообразность выполняемых мероприятий этого вида и, в - третьих, увеличение типоразмера насосов ограничивается техническими возможностями скважин (диаметром эксплуатационной колонны).

Такая оценка ситуации требует кардинального изменения стратегии управляющих решений по разработке залежей в обводненных зонах. Основной объем ГТМ необходимо сосредоточить на мероприятиях по нагнетательному фонду. На этом фонде должны быть развернуты широкомасштабные работы по регулированию закачки воды с изоляцией промытых зон и освоения под закачку не принимающих воду интервалов, т.е. выполняться работы по выравниванию профиля приемистости (ВПП). Однако работы по ВПП имеют ограниченную область воздействия на пласт и являются предварительным элементом внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов с использованием агентов, создающих более «жесткие» гидравлические сопротивления, чем растворы полимеров.

Мероприятия по регулированию закачки воды (ВПП) и внедрению методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН) должны выполняться

комплексно и системно в пределах гидродинамически изолированных блоков объектов разработки.

Только решив проблему выравнивания фронта вытеснения по толщине разреза объекта, можно будет целенаправленно заниматься вопросами оптимизации режима работы фонда добывающих скважин в обводненных зонах.

Газлифтную эксплуатацию скважин Самотлорского месторождения в сложившихся условиях нельзя признать, во-первых, технически и экологически безопасной, во-вторых, из-за низкого КПД установок – энергетически, а с учетом больших расходов рабочего агента при подъеме высокообводненной продукции, экономически выгодной, в-третьих, в силу уменьшения диаметра эксплуатационных колонн и, соответственно, потери пропускной способности системы - технологически более эффективной, чем УЭЦН. Поэтому предлагается не выполнять реконструкцию газлифтной системы, но обеспечить ее работоспособность в течение 5 лет для перевода газлифтных скважин на эксплуатацию установками ЭЦН.

По состоянию на 1.01.2008 года 35 скважин объекта АВ_4-5 (9,1%) – эксплуатируется с помощью ШГН. На Самотлорском месторождении существует тенденция увеличения доли насосов вставного исполнения, которая обусловлена политикой Компании в области увеличения наработки на отказ. Применение вставных ШГН позволяет также эффективнее производить текущие ремонты скважин без подъема подвески НКТ, сокращая при этом время и затраты на операцию.

В процессе эксплуатации скважин Самотлорского месторождения с разной степенью интенсивности проявляются все известные виды осложнений. В большей степени на работу скважин рассматриваемого месторождения влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение АСПО, коррозия погружного внутрискважинного оборудования, в меньшей – гидратообразование. Для предупреждения осложнений применяются технические и технологические средства. Подробнее об этом – в п.п. 2.1 данной работы. [2]