Эксплуатация скважин оборудованных электроцентробежным насосом на Усть-Балыкском месторождении

Очень слабо охарактеризован свойствами пласт ЮС1. Нефть легче, плотность пластовой нефти - 789 кг/м3, газосодержание - 82 м3/т. таблица 2.3

В таблицах 2.4 и 2.5 представлены данные по компонентному составу нефтей и нефтяного газа. Молярная доля метана в пластовой нефти изменяется в диапазоне 19-27%. Характерно наблюдение норм бутана над изо-бутаном.

Количество легких углеводородов СН4-С5-Н12 в разгазированных нефтях применяется от 10-12%, нефтяной газ жирный.

Нефть пласта БС10 парафинистая, средневязкая, слоистая, сернистая. Пласт ЮС1 - более легкая, парафинистая, сернистая, смолянистая.

Пластовые воды Усть-Балыкского месторождения относятся к разным генетическим типам : воды пласта БС10 - хлоркальциевые по классификации Сулина В.А., а воды Юрского водоносного комплекса - гидрокарбонатно-натриевые. Разработка таких месторождений осложнена выпадением солей карбоната кальция. Выпадение солей карбоната кальция происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Количественной характеристикой склонности вод к образованию карбоната кальция в нефтепромысловом оборудовании является показатель стабильности (ПС).. Расчёт проводился на основании данных шестикомпонентного анализа проб воды, отобранной на устье скважин , при этом величина рН определяется сразу после отбора пробы. Измерение рН непосредственно на скважине необходимо для того, чтобы исключить ошибку, возникающую за счёт улетучивания углекислого газа из пробы. Влияние на величину рН изменений температуры и давления, происходящих при движении водонефтяной эмульсии по стволу скважины учитывается введением поправки рН. По этой методике были расчитаны показатели стабильности для ряда скважин Усть-Балыкского месторождения. Пластовые воды являются нестабильными, т.к. величина их показателей стабильности больше 0.9, тогда как стабильными считаются воды с ПС больше 0.2. Влияние поправки рН на ПС незначительно, т.к. содержание углекислоты в неразгазированной нефти Усть-Балыкского месторождения составляет 0.21мольных процента и величина рН при этом будет меняться от 0.3 до 0 в зависимости от обводнённости. Количество осадка карбоната кальция , выделяемого водами с таким показателем стабильности может достигать 0.5-2 кг/т. Для предотвращения этого процесса необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения. Оптимальной дозировкой ингибитора для вод с показателем стабильности выше 1.0-1.5 считается дозировка 15-20г/т.

Пластовые воды пласта БС10 по классификации Сулина В.А. - хлоркальциевые. Разработка этого пласта осложнена выпадением карбоната кальция. Это происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Для предотвращения процесса солеотложения необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения.

В геологическом строении Усть-Балыкского месторождения принимают участие отложения четвертичного, палеогенового, мелового и юрского возрастов. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту “Б” (кровля верхней юры) месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложнённый структурными носами и небольшими куполами. Месторождение характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений.

Режим залежи - упруговодонапорный. Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений более, чем в 2 раза превышающие давление насыщения. Пластовая температура достигает 70 С, что соответствует нормальному градиенту температур. Газосодержание составляет 50 м3/т, плотность - 885 кг/м3

2. Технико-технологическая часть

2.1 Текущая состояние разработки месторождения

В настоящее время на Усть-Балыкском месторождении эксплуатируется горизонт БС10 (пласт БС110 и БС210), а также пласт ЮС1. Залежь пласта ЮС1 небольшая. Она разрабатывается с 1988г. В 1988г. было проведено опробование пласта ЮС2. Полученные результаты оказались отрицательными. Запасы переведены в забалансовые. Горизонт БС10 разбурен почти полностью, а пласт ЮС1 в центральной части. В процессе разработки месторождения были изменены проектные решения положения некоторых скважин. В краевых зонах было пробурено дополнительно 104 скважины, это 81 добывающих и 23 нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.95г. на балансе Усть-Балыкского месторождения находится 2320 скважин, из них 1400 добывающих и 434 нагнетательных см. таблица 3.1. На балансе находится также 28 разведочных.

Резерва для размещения дополнительных скважин практически нет. Сетка скважин плотная (пл. БС110 - 23 га/скв., а по отдельным ячейкам от 14 га/скв. до 43 га/скв., пласт БС210 - 18 га/скв.). В зоне разбуривания плотность сетки 12 га/скв.

Система заводнения интенсивная. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пласту БС110 - 1:3:2, по пласту БС210 - 1:2:3. Зона закачки приближена к зоне отбора (400-700 м). Фонд работает в основном механизированным способом (87%). По состоянию фонда скважин на Южно-Сургутском месторождении можно выделить следующие проблемы.

Большой ликвидационный фонд скважин (слом колонн - 17%, обводнение - 45%, геологические причины - 14%).

2. Большое выбытие скважин из добычи (1991г. - 56 скв., 1992г. - 48 скв., 1993г. - 87 скв., 1994г. - 15 скв.) вследствие высокой обводненности.

3. Большая доля простаивающего фонда - 16%.

4. Большое количество (98 скв.) находится в пьезометрическом фонде (малодебитные, не эксплуатируемые по геологическим причинам).

5. Большое количество скважин в консервации вследствие высокого обводнения (92 скв.).

Максимальный уровень добычи нефти 11,775 млн. т был достигнут в 1985 году на десятый год разработки. В настоящее время месторождение находится в стадии падающей добычи.

Историю месторождения можно разделить по динамике добычи на 3 стадии: геологический месторождение насос пластовый

I стадия 1976 - 1984г.г. - увеличение добычи нефти. Разбурено 60% фонда, обводненность - 30-40%.

II стадия 1984 - 1987г.г. - период относительной стабилизации добычи нефти, пробурено - 90% фонда, отобрано 40% от НИЗ, обводненость - 56%.

III стадия - снижение добычи нефти.

Темпы падения добычи нефти по Усть-Балыкскому месторождению невелики. Наибольший процент падения составил 19% в 1980г. и 20,7% в 1994г. Как показывает опыт, уровень добычи нефти на данной стадии разработки месторождения поддерживается за счет бурения новых скважин. В ближайшее время ожидается снижение добычи нефти.

В 1994 году добыча нефти составила 6,000 млн. т/год. Суточная добыча постоянно падает.

Период добычи малообводненной продукции (до 10%) длился 5 лет. Первые два года продукция была безводная. С 1980-1982г.г. начинается период интенсивного обводнения. Наибольший годовой прирост обводнености 12% отмечается в 1985 году, так называемом году «максимальной добычи». В последнее время, начиная с 1989г. темп обводнения снизился, составил в среднем за год 4%.

Обводненность продукции в целом по месторождению за 1994 год увеличилась на 2,3% составила 79,5%. По площади объекты обводнены неравномерно. По объекту 1 БС10 более обводненые ячейки Юго-Восточной зоны, по 2 БС10 Южной части залежи.

В основном скважины работают с большой обводненностью в диапазоне 50% - 90%, что в среднем составляет 33% от всего фонда.

Закачка воды на месторождении начата с 1978 года. Применяется комбинированная система заводнения: на первом этапе (1978 - 1981г.г.) - трехрядная система заводнения, на втором этапе (с 1982г.) - блочно-квадратная элементами очагового заводнения. Система заводнения - местная. Как видно из таблицы объемы закачки очень незначительны. В настоящее время предполагается закачку по пласту БС10 снижать, ускорить на пласту ЮС1.

Таблица 1.5 Распределение фонда скважин по пластам

Таблица 1.6 Характеристика закачки

В таблице 3.3. показана динамика показателей по Усть-Балыкскому месторождению в период с 2010 по 2013 г.г.

Таблица 1.7 Динамика показателей разработки Усть-Балыкского месторождения (период 1986-1997гг.).

Таблица 1.7 Динамика показателей разработки Усть-Балыкского месторождения (период 1998-2010гг.).

Таблица 2.1

Распределение действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН по типоразмерам на ЮС ЦДНГ за 2012-2013г.г (в %).

Рисунок 5.1

В таблице 5.2 приведены технологические характеристики работы скважин, оборудованных УЭЦН по пластам и среднее значение в целом по месторождению.

Таблица 5.2 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН

На дату анализа в простое находились 22 скважин, в бездействии -380 скважин.

Коэффициент эксплуатации фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по состоянию на 1.01.04 составил 0,92. Коэффициент использования фонда скважин несколько ниже и составляет 0,7.

Низкое значение коэффициента использования фонда обусловлено значительным количеством бездействующего фонда скважин.

Анализ технологических режимов работы добывающего фонда показал, что из числа скважин, оборудованных отечественными установками УЭЦН, в оптимальном режиме работает 80%, около 11% скважин эксплуатируются с режимами выше, а 9% скважин- ниже оптимального режима эксплуатации.

По скважинам, оборудованным импортными насосами в оптимальном режиме работают только 60% скважин, 6% -выше оптимального и 34% -ниже оптимального режима эксплуатации.

Таким образом, в условиях Усть-Балыкского месторождения целесообразнее использовать отечественное оборудование УЭЦН.

Средняя глубина спуска ЭЦН составляет по объектам разработки 1766-2101 м и динамический уровень колеблется в пределах 952-1367 м при среднем значении по месторождению 983 м.

Средняя глубина погружения насоса под динамический уровень по месторождению составляет 880 м.

По пласту БС101 около 22% фонда скважин эксплуатируются с высокими динамическими уровнями в интервале 80-500м. Учитывая, что средняя обводненность добываемой продукции высокая и составляет 82%, оптимальная величина погружения под динамический уровень ниже, при этом оптимальная расчетная величина давления на приеме насоса составляет 2,1 МПа.

По пласту БС102 в интервале высоких динамических уровней 168-500м эксплуатируется 16% фонда скважин. При средней обводненности продукции 81%, оптимальная величина погружения под динамический уровень также несколько ниже, оптимально-расчетная величина давления на приеме насоса составляет 2,2 МПа.

Скважины пласта Ю1 эксплуатируются с невысокими динамическими уровнями, в интервале 510-2000м. Оптимальная величина погружения под динамический уровень при обводненности продукции 63% несколько ниже. Оптимально-расчетная величина давления на приеме насоса составляет 2,8 МПа.

Таким образом, для объектов разработки Усть-Балыкского месторождения оптимальные величины динамических уровней несколько ниже существующих. Это обуславливает достаточно высокое давление на приеме насоса.

Оптимальная величина погружения насоса под динамический уровень по пластам для данного интервала обводненности (63-82%) составляет 300-400м.

Из вышеизложенного следует, что интенсификация отборов жидкости по фонду, оборудованному УЭЦН, возможно при снижении величины погружения под уровень на 330-598м, а также изменением глубины спуска насоса.

При определении глубины спуска ЭЦН в данной работе была использована «Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам»WELL FLO. Методика учитывает тип установок, конструкцию скважины, предельно допустимые значения угла наклона ствола скважины, потери напора в НКТ, требуемые давления на буфере, предельные давления на забое и т.д.

Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию насосного фонда скважин, является наклонный профиль.

Азимутальные и зенитные искривления ствола скважин не только отрицательно влияют на работу скважинного оборудования, но и являются ограничением по глубине спуска насосного оборудования.

Анализ причин выхода из строя УЭЦН указывает, что наиболее слабым звеном установки является токовыводящий кабель.

Для скважин с углом наклона 5-100 количество ремонтов, связанных с механическим повреждением кабеля, составляет 43% всех ремонтов. С увеличением угла наклона отмеченные ремонты возрастают:

От 10-200 -до 53%

От 20-300 -до 58%

Свыше 300 -до 88%.

Влияние интенсивности набора кривизны (изменеие угла наклона на 10м) на межремонтный период (МРП) выглядит следующим образом:...