Оптимизация режимов работы УЭЦН на Приобском месторождении

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев. В частности, снижение продуктивности скважин, в первую очередь, вызвано снижением фазовой проницаемости для нефти по мере роста обводненности добываемой продукции.

На залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на ПЗП с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приемистости и интенсификации приемистости нагнетательных скважин.

На Приобском месторождении применяются методы спуска УЭЦН отечественного производства и фирмы REDA , интервал спуска составлял

1800-2500 метров, в результате, был получен прирост, выраженный в дополнительно добытой нефти, но прогнозные показатели достигнуты не были.

Также проводятся ремонты ПРС для оптимизации работы ЭЦН по 19 скважинам. В результате проведения таких работ увеличивается отбор нефти за счет спуска в скважины высокопроизводительных установок, под расчетный потенциал каждой скважины с Р заб = 60 атм.

Суть заключается в следующем:

• 1)    создание высокой депрессии на продуктивный пласт путем снижения забойного давле-нияза счет увеличения глубины спуска ЭЦН;

• 2)    вовлечение в работу неработающих участков и целиков нефти за счет эксплуатации скважин при высокой депрессии;

• 3)    получение дополнительного прироста добычи нефти без дополнительных инвестиций.

В результате проведения оптимизации режимов работы УЭЦН были увеличены типоразмеры погружных установок и средняя глубина спуска. При этом фактический средний прирост дополнительно добытой нефти составил 26 т/сут.

На рисунках (1-3) изображены графики изменения суточного дебита по жидкости некоторых из интенсифицированных скважин по отно- шению к их базовому дебиту. На каждой скважине видны запуски, остановки, указаны используемые УЭЦН. Анализ этих 19 скважин показал наглядно, как происходит интенсификация добычи.

С течением времени наблюдается снижение дебита, который можно объяснить следующими причинами:

• 1)    полученный дебит является мгновенным и обусловлен накоплением пластовой энергии в призабойной зоне скважины за время ее ремонта;

• 2)    отложение СаСО 3 , которое можно связать с выделением СО 2 на приеме насоса;

• 3)    значительный вынос механических примесей, обладающих высокими абразивными свойствами, что приводит к значительному износу рабочих органов центробежного насоса.

Анализ графиков построенных на основе данных замеров дебитов скважин (рис. 1-2) показывает, что дальнейшее поведение работы ЭЦН можно рассмотреть в трех вариантах.

• (а)    темп снижения дебита с течением времени не изменяется (скв. №1);

• (b)    темп снижения дебита с течением времени уменьшается (скв. №2);

• (c)    темп снижения дебита с течением времени уменьшается значительно (скв. №3).

  

  Рис. 1. График изменения суточного дебита жидкости по отношению к базовому для скважины №1 Приобского месторождения, 2015 г.

  
  
  

  Рис. 2. График изменения суточного дебита жидкости по отношению к базовому для скважины №2 Приобского месторождения, 2015 г.

  
  
  
  
  
  
  
  

  • Qж по шахматке

  Базовое Qж

  
  

  Рис. 3 . График изменения суточного дебита жидкости по отношению к базовому для скважины №3 Приобского месторождения, 2015 г.

На рассматриваемых графиках отображены параметры, рассчитываемые с помощью программы «Электронная шахматка», которая пред- назначена для просмотра и анализа информации по работе добывающих и нагнетательных скважин.

Рис. 4. График изменения дебита нефти в течение 2015 г. для скважин №1, 2, 3.

Вариант (а) объясняется вышеприведенными причинами, т.е. связан с увеличением КВЧ, со-леотложением, выделением газа на приеме насоса. УЭЦН работает на предельном режиме, что в свою очередь объясняется недостаточным количеством и качеством данных при расчете потенциала.

Вариант (b) можно объяснить снижением воздействия КВЧ, отсутствием процесса солеот-ложения, а также снижением пластового давления в зоне отбора данной скважины, составляющей от 20 до 170 метров (зона отбора может иметь различные формы, вплоть до вытянутого эллипса в каком-либо направлении).

Вариант (с) является наиболее приемлемым для достижения потенциального дебита при данном виде ГТМ. Объясняется это причинами отсутствия осложнений (помимо правильного расчета потенциального дебита, правильного подбора ЭЦН), наличием компенсации отбора со стороны нагнетательной скважины.

На всех трех скважинах после падения дебита до первоначального в течение года не наблюдалось значительных изменений в среднесуточных дебитах нефти (рис. 4).

За прогнозный период предполагается провести 53 операции, в результате дополнительная добыча нефти составит 0,352 млн. т.