Коллекторские свойства продуктивных пластов

Залежь пласта БП₇ вскрыта всеми пробуренными скважинами в интервале отметок 2320.4-2371.2м.. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0.8 до 8.0 м. Водонефтяной контакт по данным разведочных скважин проводится на средней отметке 2373+1.8м. Высота залежи составляет 50 м., размеры 13_*9 км.

Залежь пластовая сводовая с многочисленными зонами замещения коллекторов глинисто-алевритистыми разностями. По данным ГИС коллекторы имеют очень низкую емкостно- фильтрационную характеристику: р_п=8-11омм, А _пс=0.4-0.6, в разрезе представлены отдельными прослоями, не выдержанными по площади.

Во многих скважинах коллекторы пласта БП₇ ввиду их сильной глинизации имеют неясную характеристику насыщения. Пласт испытан только в одной скважине № 59 в которой получен незначительный приток нефти дебитом 5.9 м³/сут. при Ндин 1560 м исходя из этого, залежь пласта БП₇ принята для разработки в качестве возвратного объекта с пластов БП₈, БП₉.

Залежь пласта БП₈ является основным объектом разработки, вскрыта всеми пробуренными скважинами на абсолютных отметках 2374-2425.4 м. ВНК проведен по данным разведочных скважин на абсолютных отметках 2417.9-2425.4 м. Данные эксплуатационных скважин принятому положению ВНК не противоречат. При интерпритации материалов ГИС выявилось четкая закономерность распространения коллекторов на западном и восточном куполах структуры. На западе в скважинах встречаются два типа разреза: в одних пласт представлен песчаником по всему разрезу толщиной до 25.4м с незначительными прослоями плотных и глинистых пород, в других - в кровле пласта развит довольно однородный песчаник различной толщины, к подошве он замещается глинисто-алевритистыми разностями. Емкостно-фильтрационная характеристика этих коллекторов высокая- А_пс 20-500мм.

На востоке, особенно в центральной части, массивные коллектора расчленяются на отдельные прослои толщиной 1-2 м, к подошве происходит полная их глинизация. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.4 до 11.4 м. В разведочных скважинах № 60,64,67г были исключены коллекторы с А_пс<0.4 и нефтенасыщенные толщины уменьшились против принятых при подсчете запасов. Размеры залежи составляют 13*9.5 км, высота ее 46 м, залежь является пластовой сводовой.

В целом по пласту БП₈ за счет увеличения нефтенасыщенных толщин, объем нефтесодержащих пород увеличился примерно на 20% (без учета возможного уменьшения толщин на неразбуренной части на востоке залежи).

Нефтяная залежь БП9 отделяется от выше лежащего пласта БП8 глинистым разделом толщиной 10-15 м. Пласт вскрыт на абсолютных площади нефтеносности на юго-востоке, а также увеличения нефтенасыщенных толщин, увеличился объем нефтесодержащих пород. Но требует уточнения нефтенасыщенных коллекторов, величина которой, вероятно, ниже принятой.

По Тарасовскому месторождению по всем пластам БП₇- БП₁₄² была принята единая минерализация пластовых вод 18 г/л, удельное сопротивление которой 0,14 омм. По предварительному заключению пластовая вода более пресная и имеет большее сопротивление.

Залежь пласта БП_10-11 является самым крупным объектом разработки на Тарасовском месторождении. Залежь пластовая сводовая с обширной газовой шапкой. Размеры газовой шапки в пределах принятого ГНК (2529,31-3,9 м) составляет 8,5*12 км, высота 31,5 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 4,8 м до 13,2 м.

Размеры нефтяной оторочки составляют 15*17,5 км, нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,8 до 31,8 м. Контур ВНК на средней отметке 2576,4 м, с наклоном с северо-запада на юго-восток. При общей высоте залежи 79 м высота нефтяной части 47 м. В строении пласта, хотя и несколько условно можно выделить три слоя: верхний, нижний- с преобладанием слабопроницаемых пород и средний – наиболее мощный и выдержанный по площади. Пласты БС_10-11 выделены в один подсчетный объект, т.е. считается, что между ними нет выдержанной глинистой перемычки и гидродинамически пласты связаны между собой. Однако, как видно из структурных и мощностных построений, сделанных с использованием материалов эксплуатационных скважин между пластами БС₁₀ и БС₁₁ в сводовой части структуры глинистый раздел толщиной 4 м достаточно выдержан.

Это говорит о том, что газовая часть залежи пласта БС₁₀ на большой площади (5,5*10,5 км) изолирована от нефтяной, и лишь периметру контура газоносности полосой 1-2км этот раздел менее 4 м.

Коллекторы подгазовой зоны приурочены в основном к пласту БС₁₁, сильно расчленены и имеют высокую прерывистость. Толщины изменяются от 0 м на западе до 10,4м на востоке.

 

 

Свойства и состав нефти и газа Тарасовского месторождения

На месторождении глубинные и поверхностные пробы нефти отобраны из пластов БП₆, БП₈, БП₉, БП_10-11, БП₁₄, БП_16-18. Отбор и исследование нефтей проведены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии (в период разведки месторождения) и институтом СибНИИНП. Глубинные пробы отбирались с помощью пробоотборников типа ВПП-300 и ПД-ЗМ. Порядок исследования и количество анализируемых параметров приняты согласно методике, предусмотренной отраслевым стандартом ОСТ 89-112-80. Свойства пластовых нефтей наиболее полно изучены по залежи БП₈, по остальным залежам необходим дополнительный отбор проб равномерно по скважине.

Нефть Тарасовского месторождения относится к легким, маловязким, малосернистым нефтям; малосмолистая, парафинистая, плотность ее в поверхностных условиях составляет 829-834 кг/м. кинематическая вязкость при 20 ⁰С изменяется от 5.56 до 8.90 мм /с. Выход фракций, выкипающих до 300 °С составляет от 53,5 до 75 % объема. Температура застывания безводной нефти составляет минус 2,4 ⁰С. Газовый фактор изменяется от 216 до 232 м^З/т.

Пластовые нефти находятся в условиях высоких пластовых давлений (до 28 МПа) и температур (до 98 ⁰С). Давление насыщения близко к пластовому и изменяется в диапазоне 16-18 МПа, газосодержание высокое, нефть в пласте очень легкая (вязкость 0,4-0,6 мПа*с).

Рекомендуемые по пластам значения рабочего газового фактора, объемного коэффициента и плотности нефти получены рас четным путем на основании всего имеющегося экспериментального материала о составе и свойствах нефтей и газов. Расчет величин, характеризующих нефть и газ при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании, выполнен в соответствии со стандартом СТО 51.00.021.84 "Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза". Условия ступенчатой сепарации приняты согласно существующей системе сбора нефти и газа на месторождении: первая ступень - давление 0,78 МПа, температура 10°С; вторая ступень - давление 0,49 МПа, температура 5°С; третья ступень -давление 0,39 МПа, температура 25°С; четвертая ступень - давление 0,103 МПа, температура 40°С.

В качестве исходной информации при обосновании расчетных значений параметров нефти принят компонентный состав пластовых нефтей по залежам.

Нефтяной газ стандартной сепарации тяжелый, жирный, наибольшим коэффициентом жирности характеризуется пласт БП_10-11. В разгазированных нефтях количество легких углеводородов изменяется от 9 до 11%. Пластовые нефти по компонентному составу очень легкие (молярная масса 80-92). Суммарное количество углеводородов состава С₂Н₆-С₅Н₁₂ во всех нефтях изменяется от 25 до 30,5%. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Поверхностные нефти всех пластов малосернистые, с выходом фракций до 350°С не менее 45%,парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие. Технологический шифр нефтей П₁П₂.

С целью уточнения фазового состояния пластовых флюидов на месторождении обобщены результаты исследования устьевых проб, выполненные в ЦЛ Главтюменьгеологии и СибНИИНП. Тип залежи, а также тип зоны залежи, вскрытой соответствующей скважиной, определялись в соответствии со СТП О145463-005-87. По полученым предварительным результатам (скв. 65, 78, 1678, 1681, 1780) пласт БП₈ следует отнести к нефтяному типу.

 

Эксплуатация скважин оборудованых установками глубинных скважинных насосов

Эксплуатация ШГН и ЭЦН

ШГН. Добыча нефти с помощью ШГН является наиболее распространенным и освоенным способом. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне дебитов от 0,5 до 50м³/сут.

На Тарасовском месторождении для эксплуатации малодебитных скважин применяются штанговые глубинно-насосные установки с диаметром плунжера от 32 до 57мм.

Действующий фонд скважин, оборудованный УШГН, имеет следующие значения: интервал спуска УШГН 1083-1395м, средний динамический уровень 957,5м, среднее забойное давление – 19,9 МПа.

Средний дебит по нефти составляет 2 т/сут.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130ºС, обводненностью не более 99% по объёму, вязкостью до 0,3 Па∙с, минерализацией воды до 10 г/л, содержанием механических примесей до 3,5г/л, свободного газа на приеме не более 25%, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН 4,2-8,0.

На Тарасовском месторождении доля скважин, эксплуатирующихся УШГН, составляет около 5,0%, доля в добыче нефти составляет 0,4%, коэффициент использования фонда скважин низкий и составляет 0,282, коэффициент эксплуатации составляет 0,908.

В отличие от УЭЦН для оборудования УШГН необходимо систематическое сервисное обслуживание как наземного, так и подземного оборудования.

Основными причинами отказов ШГН являются обрывы штанговых колонн и выход из строя клапанных узлов насоса.

Для повышения надежности работы установка ШГН комплектуется дополнительным оборудованием:

- Газопесочный вихревой якорь предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75%.

- Фильтр-заглушка устанавливается на приеме насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов в конце плунжера насоса.

- Автосцеп предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса. Монтируется на нижнем конце колонны штанг.

- Центраторы насосных штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируется на штангах.

- Скребки-центраторы колонны штанг - применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации в наклонно направленных скважинах.

- Сливной клапан – применяется в комплекте с невставным насосом в случаях отсутствия в компоновке ловителя приемного клапана. Монтируется над приемным клапаном.

Рисунок 2.1- Принципиальная схема скважинных штанговых насосов

а) невставной насос со штоком типа НГН-1; б) невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны; 2 - цилиндры; 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны; 6 - седла конусов; 7 - захватный шток; 8 - второй нагнетательный клапан; 9 - ловитель; 10 - наконечник для захвата клапана; в) вставной насос типа НГВ-1; 1 - штанга; 2 - НКТ; 3 - посадочный конус; 4 - замковая опора; 5 - цилиндр; 6 - плунжер; 7 - направляющая трубка.

Рисунок 2.2 - Схема штанговой насосной установки

1-насос; 2-колонна штанг; 3-тройник; 4-головка балансира;5-канатная подвеска; 6-станок качалка; 7-редуктор; 8-электродвигатель; 9-ствол скважины; 10-нагнетательный клапан; 11-цилиндр насоса; 12-плунжер; 13-всасывающий клапан.

Фонд скважин, оборудованных УСШН составил 111 (12%) единиц. Для Добычи жидкости применяются насосы с диаметром плунжера 32 и 43 мм. Технологические показатели работы скважин, оборудованных УСШН, приведены в табл.3.3.54. Коэффициент эксплуатации скважин, оборудованных УСШН, составил 0-8. На дату анализа в бездействии находится 11 скважин, в простое 16 скважин. Основными причинами простоя и бездействия являются: смена насоса. В основном парк УСШН оборудован насосами диаметром 43 мм. Половина фонда эксплуатируется в периодическом режиме с дебитами жидкости 0.6-5т/сут. Осложнения при эксплуатации этого фонда связаны с отсутствием надежного насосного способа, позволяющего работать оборудованию устойчиво при дебитах от 2 до10 м³/сут. Диафрагменные насосы малой производительности до настоящего времени находятся в стадии промышленного испытания, доработки отдельных узлов.

При периодической работе насосное оборудование находится в более жестких условиях и наиболее подвержена образованию парафиногидратных пробок. В этих условиях рекомендуется добиваться тихоходных режимов работы УСШН.

Для профилактики и удаления парафиногидратных отложений можно применить пропарку труб в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространтво подают пар, который через насос поступает в НКТ. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Вместо пара можно подавать нагретую нефть. На скважинах, где будет выявлено влияние газа на работу штангового насоса рекомендуется применять тарельчатый якорь ТГЯ, якорь-зонт или наиболее простой сепаратор «труба в трубе».

 

УЭЦН. На долю способа добычи с помощью УЭЦН приходится основной объем добычи жидкости и нефти.

Электроцентробежными установками, на Тарасовском месторождении, оборудовано 283 скважин действующего фонда. Для подъема жидкости применяются насосы производительностью 25 - 400м³/сут напором до 2300м отечественного производства и насосы производительностью 80 – 3500 м³/сут фирмы «Centrilift» и «REDA».

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

На долю способа добычи с помощью УЭЦН приходится основной объем добычи жидкости и нефти.

Электроцентробежными установками, на Тарасовском месторождении, оборудовано 283 скважин действующего фонда. Для подъема жидкости применяются насосы производительностью 25 - 400 м³/сут. напором до 2300м отечественного производства и насосы производительностью 80 – 3500 м³/сут фирмы «Centrilift» и «REDA».

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

Применение установок погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН позволяет эксплуатировать месторождения обводненностью до 98-99% и температурой откачиваемой жидкости до 90⁰С; вводить нефтяные скважины в эксплуатацию непосредственно после бурения в любое время года, при этом скважины легко поддаются герметизации, что обеспечивает сбор попутного газа, также погружных центробежные электронасосы применяют для откачки жидкости из глубоких скважин с низкими уровнями, из скважин, в которых штанговые насосы не могут обеспечить необходимого отбора жидкости; для работы в искривленных скважинах, для высокодебитных с дебитом 25 – 1300м³/сут и высотой подъёма жидкости 500 – 2700м.

Установка скважинного центробежного насоса состоит из компрессора, приводящего электродвигателя, протектора, насоса, плоского и круглого кабелей, крепящихся к насосно – компрессорным трубам стальными поясами, обратного и спускового клапанов, оборудования устья скважины, станции управления, трансформатора и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно – компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно – компрессорных труб до насосоного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата – погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Над насосным агрегатом через две – три насосно – компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу – спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно – компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно – компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима. К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособления для спуско – подъемных операций.

Соединение узлов насосного агрегата: секций насоса, гидрозащиты и электродвигателя, фланцевое. Валы электродвигателя, протектора и насоса соединяются шлицевыми муфтами.

В верхней части насоса предусмотрена ловильная головка с резьбой для соединения с колонной насосно компрессорных труб.

Погружной ЭЦН не требует постоянного ухода в процессе эксплуатации. Управление и контроль за его работой осуществляется через станцию управления. При временном выключении, а затем, во время подачи электроэнергии в сети установка запускается автоматически. Обслуживание сводится к проверке подачи и контролю за работой электрооборудования.

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя ПЭД по причинам разгерметизации и перегрева; износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН. Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой отдельных частей или в целом установок ЭЦН. Основной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе, причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации.

 

Рисунок 2.3 - Схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

1-электродвигатель с гидрозащитой; 2-центробежный насос; 3-кабельная линия; 4-колонна НКТ; 5-металические пояса; 6-оборудование устья.

 

В практике эксплуатации скважин сталкиваются с различными осложнениями, обусловленными отложениями парафина, выносом твердых частиц и образованием песчаных пробок, отложением неорганических солей на забое скважины, в подъемных трубах и т.д., наличием газа у основания двигателя насоса, высокой обводненностью, негерметичностью НКТ, влиянием сероводорода.

 

Рисунок 3.9 – Диаграмма причин выхода из строя УЭЦН

Рисунок 3.8 – Диаграмма причин выхода из строя УЭЦН

 

Проведённый анализ работы и подъёмов ЭПУ показал, что первопричиной большинства отказов оборудования является засорение УЭЦН. Такое засорение бывает самым разнообразным, от локального в виде забивания приёмной сетки и нижних ступеней насоса природным, бытовым или техногенным мусором, попавшим в скважину, или засорения верхних ступеней насоса и узла обратного клапана песком и окалиной с внутренней поверхности НКТ, до обширного, происходящего при засолении или парафинировании большого участка лифта, зачастую включающего в себя насос и значительную часть эксплуатационной колонны.

Чётким признаком начала засорения в установившемся режиме эксплуатации является рост динамической температуры ПЭД. Если он не сопровождается ростом динамического давления, то это свидетельствует о неизменности дебита, но увеличении момента на валу ПЭД для компенсации увеличившихся потерь на трение в ЭЦН или снизившегося проходного сечения лифта. Если вместе с ростом динамической температуры ПЭД начинается рост динамического давления на приеме ЭЦН, то налицо снижение дебита УЭЦН, повлекшее за собой уменьшение интенсивности потока охлаждающей ЭПУ откачиваемой жидкости.

По мере накопления загрязнения начинается интенсивный износ рабочих органов ЭЦН, который усугубляет возникшую ситуацию. Если не предпринять своевременных мер по определению типа и предотвращению возникшего засорения, то ситуация, как правило, разрешается либо деформацией пластмассовых деталей и полным заклиниванием ЭЦН, либо перегревом из-за больших токовых нагрузок и работой в зоне максимальных температур, оплавлением и пробоем плоского удлинителя кабельной линии.

Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом. Механические примеси могут являться продуктами, выносимыми из пласта и с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, солеотложения, продукты крепления трещин при гидроразрыве пласта, разрушения скелета породы и др).

Наличие твердых частиц в жидкости приводит либо к засорению насоса, либо к разрушению рабочих органов насоса.

Не герметичность НКТ приводит к снижению, а в итоге к отсутствию подачи установки. Частые спускоподъемные операции, связанные с заменой глубинного оборудования, приводят к порче бронированного кабеля, засорению забоя скважины и т.д.

Высокая обводненность продукции скважины и выделение сероводорода приводит к коррозии рабочих органов установки.

Известно, что скорость коррозии стенок труб водоводов при перекачке смеси пресной и сточной вод в 2-3 раза выше, чем при перекачке одного типа воды. На Тарасовском месторождении ведется закачка смеси пресной и сточной воды, в связи с этим необходимо предусмотреть мероприятия по защите системы ППД от коррозии, в частности применение труб с внутренним и наружным покрытиями по ТУ 1308-135-0147016-01.

Кроме того, необходимо отметить, что на поздней стадии эксплуатации месторождений наиболее целесообразным является умеренные темпы отборов. Форсированные отборы жидкости и, соответственно, создание максимальных депрессий на пласт, как правило, ведут к интенсификации обводнения продукции скважин.