План разработки месторождения Каракудык

Скважины 89 и 117, разрабатывающие  горизонт Ю-VIА фонтанируют периодически или в пульсирующем режиме с маленькими дебитами нефти (2.5 и 8 т/сут) и обводненностью 10 %. В обеих скважинах на некоторой глубине имеется столб воды, увеличивающий противодавление на пласт, и тем самым препятствующий нормальному фонтанированию. Применение компоновки НКТ с гидромуфтами незначительно продлевает процесс лифтирования. На основании вышеизложенного следует, что скважины, разрабатывающие горизонт Ю-VIА рациональнее эксплуатировать механизированным способом, или переводить на другие горизонты.

Скважинными штанговыми насосными  установками (СШНУ) на месторождении  оборудовано большинство скважин.

Для перевода на механизированный способ эксплуатации с применением  СШНУ выбирались скважины, фонтанировавшие  с маленькими или пульсирующими  дебитами (5-15 т/сут), и скважины, остановленные  из-за отсутствия притока или неисправности  деталей подземной части насосов (ЭЦН или ВШНУ). Необходимо отметить, что в восьми скважинах из восемнадцати для увеличения производительности проводили ГРП, при этом эффект был  различным как по приросту дебита так, и по продолжительности фонтанирования. В скважины спустили штанговые глубинные  насосы не вставного типа диаметрами 38, 44 и 57 мм и установили на глубине 1300-1500 м. После запуска насосов были получены стабильные дебиты, которые  были на уровне или немного выше дебитов при фонтанной эксплуатации (на дату перевода). На сегодняшний день основная масса скважин (82.4 %) разрабатывает  горизонт Ю-I, скважина 165 – горизонты Ю-I, II, скважина 173 – Ю-IVБ, скважина 20 – горизонт Ю-VI. Скважины, разрабатывающие первый объект разработки, эксплуатируются с забойными давлениями (10-15.9 МПа) на уровне или выше давления насыщения (Р_нас=10 МПа). Скважины добывают с невысокими дебитами жидкости 1.7-19 м³/сут и нефти 1.2-13 т/сут (Q < = 5 т/сут – 60 %, Q_н < = 10 т/сут – 17.5 %, 10 т/сут < Q_н < = 15 т/сут – 23.5 %). В скважинах 181 и 186 наблюдается высокая обводненность 50.1 и 38.3 %, соответственно, в других скважинах обводненность не превышает 12.2 %. Отбор жидкости осуществляется при различных длинах хода полированного штока (1.2-2.5 м) и постоянном числе качаний (5.6 кач/мин), при этом выбор оптимального режима откачки проводится изменением длины хода полированного штока. Скважины характеризуются различными коэффициентами подачи (0.115-0.771), при этом в скважинах 11, 13, 21, 138, 173, 180, 187 зафиксированы сравнительно низкие коэффициенты подачи (0.115-0.372), что обусловилось неисправностью деталей подземной части насоса (11, 13, 173, 180), влиянием газа (21, 173), и неправильно подобранным насосом (138, 187). Скважины 8 и 10, оборудованные насосами диаметром 57 и 44 мм, соответственно, добывают с большими длинами хода полированного штока (2-2.5 м), небольшими депрессиями (1.7-2.5 МПа) и высокими забойными давлениями (15.1-15.5 МПа), что обуславливает возможность увеличения отборов за счет установки высокопроизводительных насосов ПЦЭН или ВШНУ (по добывным возможностям эти скважины лежат в области применения ПЦЭН или ВШНУ). Во всех скважинах текущие пластовые давления по сравнению с начальными пластовыми давлениями существенно снижены (на 4.5-9 МПа), при этом в некоторых из них наблюдается дальнейшее падение во времени. В скважинах 180, 181, 186 и 187, находящихся в зоне влияния нагнетательной скважины 103 произошло существенное увеличение обводненности, при этом в скважинах 180, 186 и 187 обводненность частично уменьшилась, что было следствием прекращения закачки. В скважинах 10, 13, 20, 21, 122, 145, 186 и 187, при снижении производительности по причине «неисправность насоса», проводились работы (от 1 до 4 раз) по смене или ревизии насосов. В скважинах 10, 181, 187 и 194, для уменьшения вредного влияния пластового газа на работу насоса, изолировали горизонт Ю-II. В скважине 10 провели реперфорацию горизонта Ю-I.

На основании проведенного анализа  следует, что скважины будут продолжать эксплуатироваться штанговыми глубинными насосами, при этом в скважинах 11, 13, 173, 180 будут проведены работы по смене насоса, в скважинах 21, 173 будут  установлены газосепараторы, в скважинах 138, 187 будут установлены насосы других диаметров. В скважины 8 и 10, в случае необходимости увеличения отбора жидкости будут установлены ПЦЭН или ВШНУ. В скважинах 181, 186, подверженных влиянию  нагнетательной скважины 103 и добывающих с высокой обводненностью изоляцию водопритоков проводить пока не следует  ввиду того, что в скважинах 180, 187, подверженных влиянию закачки  после прекращения закачки обводненность  уменьшилась самостоятельно. Для  обеспечения надежности работы СШНУ и оптимизации работы добывающих скважин необходимо осуществлять поддержание  пластового давления. Это обусловлено  тем, что во всех скважинах пластовые  давления снижены и в некоторых  из них продолжают снижаться, в результате чего насосы спущены на большую глубину. С увеличением глубины спуска насоса увеличивается высота подъема  жидкости и как следствие увеличивается  металлоемкость конструкции, возникают  отклонения от нормальной работы насоса из-за появления инерционных нагрузок, снижается производительность насоса за счет запаздывания длины хода плунжера по отношению к длине хода полированного  штока. Необходимо отметить, что с  ростом пластового давления и без  изменения глубины спуска насосов (отсутствуют ремонты, связанные с обрывом штанг), возможно увеличение производительности скважин, однако, в скважинах 180, 181, 186 и 187, подвергнувшихся закачке вследствие которой произошел незначительный рост пластового давления, произошло увеличение обводненности, а производительность не изменилась. Следовательно, влияние роста пластового давления на работу скважин может быть как благоприятным, так и негативным.

Для перевода на механизированный способ эксплуатации с применением  ПЦЭН канадской компании «Центрлифт»  серии 400 выбирались скважины 5, 6, 176, 182, 191, фонтанировавшие стабильно со средними дебитами нефти (33-57 т/сут) и  маленькой обводненностью (до 3 %), и  скважина 4, остановленная из-за отсутствия притока по причине увеличения обводненности  до 10 %. После установки и запуска  насосов были получены стабильные дебиты, при этом производительность скважин  по нефти увеличилась на 15-30 т/сут (на дату перевода). На сегодняшний день скважины 4, 5, 6, 191 разрабатывают горизонт Ю-I, скважины 176, 182 горизонты Ю-I, II (в скважине 176 работает только горизонт Ю-I). Скважины, характеризующиеся коэффициентом продуктивности от 7.7 до 27 м³/(сут*МПа) добывают стабильно с устьевыми давлениями 0.4-0.5 МПа, дебитами жидкости 20.6-106.6 м³/сут, дебитами нефти 14.4-75 т/сут, коэффициентами подачи 0.374-1, газовыми факторами 71-101 м³/т. В скважине 4, по сравнению с другими скважинами добывающими с маленькой обводненностью (до 3.7 %), наблюдается сравнительно высокая обводненность 19.5 %. Скважина 5 добывает со сравнительно невысокими дебитами жидкости 20.6 м³/сут и нефти 14.4 т/сут, в то время как по другим скважинам минимальный дебит жидкости составляет 50.6 м³/сут и дебит нефти 29.6 т/сут. Необходимо отметить, что в скважине 5 по причине снижения динамического уровня до критической глубины (1300 м) уменьшили теоретическую производительность с 80 до 55 м³/сут, что привело к снижению дебита жидкости с 55 до 20.6 м³/сут и увеличению динамического уровня до 1021 м. Пластовые давления составляют 15.7-20.9 МПа, что ниже начальных пластовых давлений на 5-10 МПа, забойные давления составляют 10.8-12.9 МПа (динамические уровни 779-1050 м). Во всех скважинах регулированием частоты вращения электродвигателя в диапазоне от 50 до 70 Гц поддерживаются оптимальные режимы работы насосов, при которых не происходит снижение динамических уровней до критических глубин и как следствие отключение насосов по нижнему порогу давления (5.5 МПа). В скважинах 4, 5 и 176 произошло падение пластового давления на 0.8-2.8 МПа, в скважине 182 наоборот наблюдался рост пластового давления на 0.6 МПа. В скважине 4 произошло сравнительно высокое увеличение обводненности (с 10 до 19.5 %), что обусловлено влиянием контурных вод (скважина расположена недалеко от внутреннего контура нефтеносности). В скважинах 4 (один раз) и 6 (два раза) провели подземные ремонты. В скважине 4 на 13.5 м увеличили глубину спуска насоса, что при постоянной теоретической производительности привело к увеличению производительности. В скважине 6 дважды провели ревизию насоса: в первом случае в связи со снижением дебита нефти до 6 т/сут заменили насос, во втором случае поменяли неисправный кабель.

На основании проведенного анализа следует, что скважины будут  продолжать эксплуатироваться погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН).

Обоснование и выбор способа эксплуатации скважин по проектным условиям и  технологическим показателям разработки месторождения 

Согласно условиям настоящего проекта разработки, рекомендуемый 4 вариант предусматривает дальнейшее разбуривание месторождения Каракудук по квадратной сетке плотностью добывающих скважин 32 га/скв с применением заводнения по обращенной 9-точечной схеме. Темп разбуривания составляет 16 скважин в год. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 1:3. Количество скважин для бурения 132 ед., в том числе 100 добывающих (в т.ч. две горизонтальные скважины 130 и 139) и 32 нагнетательных скважины.

Необходимо отметить, что  выбранный вариант по основным положениям (система воздействия и плотность  сетки) аналогичен базовому варианту (1 вариант), однако он предусматривает  улучшение системы внутриконтурного площадного заводнения за счет применения на I объекте разработки метода повышения нефтеизвлечения с использованием технологии роторно-циклического заводнения, а также бурение 2 горизонтальных скважин

На период разработки месторождения  Каракудук согласно данным таблицы 3.4.1 (Основные исходные технологические  характеристики расчетных вариантов), таблицы 4.4.1 (Характеристика основного  фонда скважин) и таблицы 4.4.2 (Характеристика основных показателей разработки по отбору жидкости и нефти) следует, что:

• Скважины будут эксплуатироваться фонтанным и механизированным способами, при этом, начиная с 2011 года, фонтанных скважин не будет;
• В эксплуатацию с 2005 года фонтанным способом будут вводиться только скважины, эксплуатирующие I и III объекты разработки;
• Эксплуатация скважин с поддержанием пластового давления приводит к прогрессивному увеличению обводненности продукции;
• По всем объектам добывающие скважины будут эксплуатироваться с забойными давлениями на уровне и выше давления насыщения;
• По всем объектам забойное давление в нагнетательных скважинах будет поддерживаться на уровне 0.9*Р_гидр;
• По всем объектам коэффициент использования экспл. фонда скважин составит 0.95;
• По всем объектам коэффициент эксплуатации для нагнетательных и добывающих фонтанных скважин составит 0.95, для добывающих механизированных – 0.95;
• По всем объектам коэффициент компенсации отбора закачкой составит 100 %;

4.1. Расчет и обоснование минимальных давлений фонтанирования

На основании анализа  эксплуатации добывающих скважин и  условий разработки «Проекта разработки месторождения Каракудук», следует, что определение возможности  дальнейшего рентабельного фонтанирования целесообразно провести только по первому  и третьему объектам разработки. Для  точности отметим, что третий объект разработки (горизонты Ю-VIII, IX) в предыдущем проектном документе [4] именовался вторым объектом разработки. Ниже приведено согласование прогнозных показателей с минимальными забойными давлениями фонтанирования, зависящими от газосодержания и обводнённости добываемой продукции.

Правильность эксплуатации и обеспечение более длительного  и бесперебойного фонтанирования скважин  заключается в том, чтобы обеспечить оптимальные дебит при возможно меньшем газовом факторе с  минимальными потерями давления в подъемнике (фонтанирование на оптимальном режиме). Для создания таких условий фонтанирования и определения условий перевода скважин на механизированную добычу, необходимо оценить предельные (минимальные) давления фонтанирования скважин (при  условиях Рзаб≥Рнас и Рзаб<Рнас) и предельную обводненность (при  которой скважины прекращают фонтанировать), обосновать выбор фонтанного подъемника (компоновку лифта) и согласовать  работу системы пласт-скважина, (Qн, Ру, Рзаб, Кпрод), а также обосновать выбор соответствующего наземного и подземного оборудования. Для расчета и обоснования предельных забойных давлений, ниже которых скважина прекращает фонтанирование и предельную обводненность, использован графоаналитический метод, основанный на определении соотношений объема свободного газа и расхода газа при работе газожидкостного подъемника с безводной и обводненной продукцией.

4.2. Обоснование устьевых и забойных давлений, выбор режимов эксплуатации фонтанных скважин. Обоснование выбора подъемного лифта.

Определение оптимального режима работы скважин, а также выбор  необходимого оборудования для его  обеспечения связаны с проведением  гидродинамических расчетов движения газожидкостного потока в подъемных  трубах. Для расчета фонтанного подъемника в данном случае использован графический  метод, в котором на основе кривых изменения давления Р = f (H) в колонне НКТ, построенных для различных диаметров лифта и дебитов, строятся характеристические кривые работы подъемника (изменение давления на забое скважины при фиксированных устьевых давления с учетом характеристики пласта и флюида). При обосновании выбора оборудования и режима работы скважин при фонтанной эксплуатации, расчеты основываются на минимуме среднего градиента давления по колонне НКТ, то есть перепад давления должен быть минимальным, что равносильно оптимальному отбору из скважины в соответствии с ее продуктивностью.

В настоящее время для  промысловых расчетов используются программы для персональных ЭВМ, в основу которых заложены расчетные  методики, учитывающие изменения  термобарических условий работы скважины и пласта. Расчет режимов работы скважин приведен для подъемника с наружным диаметром 73 мм и внутренним 62 мм. Выбор лифта диаметром 73 мм проведен с учетом соответствия фактической производительности скважин и возможности проведения различных технологических операций. Характеристические кривые работы подъемника рассчитаны для средних значений глубины залегания продуктивных пластов, средних показателей проектного варианта разработки, исходя из геолого-физической характеристики эксплуатационного объекта и свойств флюида.

На рисунке 6.1.3.1 приведен график согласования работы пласта и  подъемника диаметром 73 мм, для скважин  горизонтов Ю-I, II при безводной продукции, для устьевых давлений Руст = 0.5, 0.8, 1, 1.3 МПа. Минимальное устьевое давление ограничено значением   0.5 МПа (давление необходимое для нормального функционирования системы сбора). На графике характеристические кривые пересекаются с индикаторной линией (кривой притока), в точках определяющих забойное давление и дебит при допустимых значениях устьевого давления (режим работы скважины). Индикаторная линия рассчитана исходя из проектного значения коэффициента продуктивности (Кпр = 14.9 м³/(сут*МПа)). Как видно, из графика 6.1.3.1, согласование работы пласта и подъемника (режим работы с максимальным дебитом) при забойных давлениях от 15.9 до 18 МПа, дебит при этом изменяется от 55 до 23 м³/сут, при давлениях на устье от 0.5 до 1 МПа. Ориентировочно проектные дебиты жидкости                 (35-50 м³/сут) будут обеспечиваться при устьевых давлениях 0.6-0.9 МПа и забойных давлениях 16.3-17.3 МПа соответственно.

На рисунке 6.1.3.2 приведен график согласования работы пласта и  подъемника диаметром 73 мм, для скважин  горизонтов Ю-VIII, IX при безводной продукции, для устьевых давлений Руст = 5, 5.5, 6 МПа. Минимальное устьевое давление ограничено значением 5 МПа (ниже которого условие разработки Рзаб ≥ Рнас не будет выполняться). На графике характеристические кривые пересекаются с индикаторной линией (кривой притока), в точках определяющих забойное давление и дебит при допустимых значениях устьевого давления (режим работы скважины). Индикаторная линия рассчитана исходя из проектного значения коэффициента продуктивности (Кпр = 3.8 м³/(сут*МПа)). Как видно, из графика 6.1.3.2, согласование работы пласта и подъемника (режим работы с максимальным дебитом) при забойных давлениях от 21 до 23.5 МПа, дебит при этом изменяется от 18 до 10 м³/сут, при давлениях на устье от 5 до 5.5 МПа. Проектные дебиты жидкости (25-35 м³/сут) будут обеспечиваться при условии увеличения продуктивности скважин за счет проведения интенсификации притока (гидроразрыв пласта и др.).