В результате проделанной работы решены следующие задачи: рассмотрены теоретические аспекты подбора оборудования УЭЦН; проведен анализ оборудования УЭЦН для эксплуатации скважин Федоровского месторождения; описан подбор установок погружных электроцентробежных насосов - УЭЦН к скважинам и оптимизация их режима.
По данным гидродинамическим исследованиям хорошо диагностируются системы потоков: влияние ствола скважины, линейный поток к тре щине, псевдорадиальный. Сопоставление результатов ГДИС показало изменение значений: гидропроводности, проницаемости и скин факто ра – по сравнению с первым исследованием ухудшились фильтрационные свойства пластовой системы, что естественно, поскольку из эксплуатации был выключен обводненный верхний пласт с лучшими коллекторскими свойствами. При этом стало возможным увеличение депрессии на нижний пласт и скважина увеличила дебит нефти.
Уменьшение гидропроводности связано с уменьшением работающей толщины пластовой системы, а снижение проницаемости – с худшими фильтрационными свойствами нижележащего объекта АС12. Данное решение дало положительный результат. После проведения ГТМ был получен прирост добычи нефти более чем в 2 раза, а также снижены эксплуатационные затраты на подъем жидкости из пласта АС10.
Анализ результатов ПГИ в опорной сети добы вающих насосных скважин на месторождении показал, что при работе на технологической депрессии (с применением байпасного оборудования «Y tool») в условиях низкопроницаемых низкодебитных коллекторов основным информативным методом оценки и мониторинга ин дивидуальных дебитов зарекомендовала себя термометрия.
Повышению информативности мониторинга в условиях совместного вскрытия нескольких пластов способствовали: 1) несколько циклов исследований, позволивших проследить динамику состоя ния пластов при изменении депрессии, а также 2) комплексирование ПГИ и ГДИС. Полученные результаты позволили оценить весь спектр индивидуальных параметров пластов, необходимых для обоснования ГТМ по увеличению охвата выработкой (оптимизация вытеснения, устранение межпластовых перетоков) и интенсификации притока.
Выполненные на месторождении исследования позволили дать достоверную оценку относительных дебитов пластов и интенсивности межпластовых перетоков. В частности, было выявлено преимущественное дренирование запасов из верхнего объекта АС10, определен межпластовый переток из вышележащего объекта АС10 в нижележащий АС12. По результатам исследований были обоснованы и выполнены мероприятия по ремонтно-изоляционным работам (РИР) верхнего обводненного интервала. Во всех случаях (7 скважин) РИР дали положительный результат, прирост добычи скважин по нефти со ставил более 100 %, сократился также объем добычи жидкости. В итоге получен существенный прирост по добыче нефти и снижены затраты на подъем жидкости, подтверждена высокая степень выработки (степени промытости) изолируемого объекта.
Данная технология исследований и анализа, применима для всех многопластовых нефтяных месторождений, в первую оче редь – для объектов с ухудшенными низкопроницаемыми коллекторами.
При бурении скважин следует учитывать следующие основные потенциально возможные проблемы.
• прохождение чередующихся слоев различной толщины активных горных пород глинистой природы и проницаемых отложений и, как следствие, обогащение промывочной жидкости твердой фазой, наработка раствора и необходимость его разбавления водой (особенно при неудовлетворительной работе средств очистки) из-за высоких значений вязкости, реологических параметров и статического напряжения сдвига (СНС);
• высокая вероятность затяжек, посадок и дифференциального прихвата бурильного инструмента при неудовлетворительных свойствах бурового раствора (завышенная плотность, высокая водоотдача, толстая корка) и неполной очистке наклонного ствола от шлама (выбуренной породы);
• вероятность осыпей и обвалов глинистых пород, залегающих непосредственно над кровлей продуктивного пласта, продолжительность устойчивого состояния которых определяется углом искривления ствола скважины, плотностью бурового раствора и временем нахождения скважины в необсаженном состоянии.
При выборе технологии бурения и крепления боковых стволов наиболее сильное влияние на принятие решений оказывают следующие особенности горно-геологических условия разреза:
- наличие водо-, нефтеносных коллекторов в отложениях;
- достаточно большие углы падения пластов на крыльях структуры;
- наличие неустойчивых терригенных отложений;
- многопластовость залежей;
- чередование пластов, насыщенных разнородными флюидами (неоднородность по насыщению).
Бурение скважины должно производиться по рабочему проекту на строительство скважин, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке.
При необходимости или целесообразности использования в процессе бурения скважины новой техники, технологии, материалов, не предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины, допускается составление дополнения к рабочему проекту, которое разрабатывается, согласовывается и утверждается в установленном порядке.
Если рабочим проектом предполагается применение зарубежной техники и технологии, технических устройств, выполненных по зарубежным стандартам, то необходимо наличие технической документации фирм-разработчиков, сертификатов соответствия и согласования Ростехнадзора на применение такого оборудования и технологий на территории Российской Федерации.
Строительство скважин должно осуществляться на основании программы бурения скважины в рамках утвержденного проекта на строительство данной скважины, которая должна содержать подробную информацию обо всем цикле бурения и заканчивания скважины. Программа бурения скважины согласовывается с Сервисными подрядчиками, участвующими в бурении, заканчивании или креплении скважины, Заказчиком и утверждается техническим руководителем Подрядчика по бурению скважин.
Подрядчик по бурению и Сервисные подрядчики в процессе осуществления работ в обязательном порядке должны выполнять требования Стандарта Компании.
При бурении под направление при «подгонке» направления на устье учесть данные топографической привязка (расстояние ротор – верх переводного фланца колонной головки).
При «подгонке» кондуктора на устье учесть данные топографической привязки (расстояние муфта-ротор).
При добуривании под кондуктор убедиться, что забоем скважины вскрыто не менее 10 метров отложений.
Технология строительства скважины должна обеспечивать предупреждение возникновения аварий и осложнений. Для этого необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные ПБ 08-624-03.
Предупреждение аварий с бурильной колонной и буровым оборудованием
Предупреждение аварий с бурильной колонной достигается выполнением следующих мероприятий:
1. Строгое соблюдение режима бурения и использование компоновок низа бурильной колонны (КНБК) по интервалам бурения и конструкций бурильных колонн, предусмотренных проектом на строительство скважин.
2. Буровая установка должна иметь техническое освидетельствование (продление срока безопасной эксплуатации) в соответствии с п. 1.5.26 и п. 1.5.27 ПБ 08-624–03. Работы по продлению сроков безопасной эксплуатации оборудования, устройств и сооружений выполняют экспертные организации.
3. При замене КНБК или его элементов, в том числе долота, забойного двигателя, отклоняющих устройств, опорно-центрирующих элементов, УБТ:
- произвести изменение режима бурения;
- при первом спуске новой компоновки принять меры предосторожности против заклинивания инструмента (ограничение скорости инструмента, проработка интервала посадок и др.);
- при составлении новых компоновок низа (КНБК) и конструкции всего бурильного инструмента соблюдать требования «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин».
5. Предупреждать вибрационные воздействия колонны бурильных труб на стенки скважины путем включения в компоновку ее низа наддолотных амортизаторов и упругих стабилизаторов.
50 страниц
70% уникальность
2016 год
160 просмотров
