Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз»

Страница 3

В апреле 2001 года компания «Шлюмберже» планирует усовершенствовать цикл ГРП за счет применения новой технологии – комплекса гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) или Койл-тюбинга. Данная технология позволяет осуществлять промывку забоя скважин после ГРП с одновременным вызовом притока нефти из пласта, что способствует не только качественной очистке забоя от незакрепленного проппанта, но и удалению из трещины фрагментов разрушенной в результате разрыва породы, утерянного солевого раствора, а в конечном итоге – более продолжительной работе электроцентробежных насосов – ЭЦН.

Применение ГНКТ позволит сократить общую продолжительность цикла ГРП до 13 суток.

II.3. Проблемы освоения нефтяных скважин после

проведения гидроразрыва пласта (ГРП)

Представители ОАО «Юганскнефтегаза» не раз заявляли о большом количестве отказов ЭЦН в скважинах, на которых компания «Шлюмберже» производила гидроразрыв пласта. Так как в некоторых ЭЦН находили остатки проппанта, то качество услуг по ГРП соответственно ставилось под сомнение. Для исследования проблемы было решено провести совместный анализ ситуации силами специалистов «Шлюмберже» и «Юганскнефтегаза».

Анализ проблем параллельно проводился также по скважинам, на которых операций по ГРП не было (на основании данных 2000 г.). Основной причинами поломок ЭЦН в этих скважинах были проблемы с собственно ЭЦН (30%) и отложение солей на рабочих органах ЭЦН (25%). Вынос механических частиц из пласта был причиной отказа в 8% случаев.

Диаграмма 3 «Причины отказов ЭЦН в скважинах без ГРП»

В течение 2000 г. после проведения ГРП в 170 скважинах было отмечено 276 поломок ЭЦН. В ряде случаев на одной и той же скважине ЭЦН выходил из строя по несколько раз.

Диаграмма 4 «Причины отказов ЭЦН после проведения ГРП»

Как показывают лабораторные анализы основной причиной отказов ЭЦН там, где речь шла о попадании в ЭЦН твердых частиц, были механические примеси из пласта, но не проппант. Из сравнения двух диаграмм также видно, что процент отказов ЭЦН из-за твердых (механических) частиц в скважинах после ГРП был выше (42%), чем в скважинах не подвергавшихся гидроразрыву пласта.

Среднее время наработки ЭЦН до первого отказа равняется примерно 60 дням после монтажа насоса. Вынос проппанта и твердых частиц породы был более сильным при следующих условиях:

· В скважинах с низким уровнем жидкости в стволе по причине меньшего ожидаемого дебита или по причине установки ЭЦН слишком высокой производительности;

· В скважинах, где промывка затруднялась из-за слабого давления в пласте.

Для скорейшего сокращения проблем с выносом проппанта/мехпримесей «Шлюмберже» рекомендовала новый регламент проведения очистки скважин и запуска ЭЦН, включая установку насосов-«жертв» небольшого диаметра.

Результаты рекомендаций дали положительный результат.

Лабораторный рентгенографический анализ состава твердых частиц в общей массе исследованных образцов показал, что кварцевые породы составляют 53%, далее идет парафин – 20%, проппант – 8%, магнитный железняк – 6%, шпатовый железняк – 5% и др.

Источники механических примесей

Существует несколько источников механических примесей:

· обратный вынос проппанта;

· неконсолидированный в пласте песок;

· подвижные глины.

В целом всегда существует фактор обратного выноса проппанта, т.к. не весь проппант, закачанный в скважину, остается закрепленным в трещине. Но как мы видели выше, рентгенографический анализ зафиксировал, что только 8% проппанта входит в состав частиц, выносимых из скважины. Кварц – основной компонент пластового песка – формирует большую часть мехпримесей.

Вынос песка может произойти из-за разрушения породы пласта в зоне перфорации, либо это может быть песок, вымываемый из пористого участка. В случае некачественной перфорации могут оставаться отверстия, не сообщающиеся с нефтяным пластом. Они тоже могут стать источником выноса механических примесей.

Методы борьбы с выносом механических примесей

Существует насколько методов борьбы с выносом песка:

1). Скважина продолжает добычу жидкости вместе с песком.

Допускается вынос определенного количества песка. Экономическое преимущество метода несомненно, т.к. он не требует затрат на капитальный ремонт. Следует однако сравнить возможные затраты за определенный период времени (неизбежные смены насосов) и принять наиболее экономичное решение;

2). Монтаж ЭЦН с пескоотделителем.

Пескоотделитель предотвращает попадание абразивных частиц в двигатель ЭЦН и предохраняет его от разрушения. Метод легкий в смысле монтажа и стоимости дополнительного оборудования. Не решает проблему кардинально вследствие забивания пескоотделителя с течением времени. Фирма-изготовитель продолжает работать над совершенствованием отделителей механических примесей;

3). Монтаж насоса –«жертвы».

Спуск временного насоса. Как показывает практика, это требует значительного увеличения времени работы бригады на скважине и не гарантирует положительного эффекта;

4). Установка гравийного фильтра в забое скважины.

Метод рекомендован как последняя возможность в борьбе с песком вследствие высокой стоимости, а также того, что с течением времени фильтр забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость уменьшается. Следовательно, уменьшается дебит, начинается процесс разрушения призабойной зоны;

5). Сваббирование скважины и создание большой депрессии.

Откачивание жидкости на первоначальном этапе с помощью поршня. Метод привлекательный с точки зрения затрат. Время сваббирования трудно прогнозировать;

6). Отработка азотом с использованием комплекса ГНКТ.

Основное преимущество этого метода в том, что он может использоваться наряду с уже действующими методами работы на скважине. После промывки забоя азот закачивается через гибкую НКТ на необходимую глубину и в скважине поддерживается депрессия в течение необходимого времени, отработанная жидкость поступает в выкидную линию. Затем проводится окончательная промывка забоя. Продолжительность работ можно прогнозировать. Обеспечивается полный контроль скважины. Сразу после заканчивания скважина начинает давать продукцию.

Выводы и рекомендации

1. Эффективность технологии гидравлического разрыва скважин подтвердилась в результате проведенных исследований.

2. Рентгенографический анализ показывает, что большую часть механических примесей в скважине составляют частицы кварца.

3. Основной причиной отказа ЭЦН являются механические примеси, а не проппант.

4. Средняя продолжительность работы ЭЦН из-за проблем с выносом механических примесей составляет 60 дней.

5. Проблемы с отказом ЭЦН из-за механических примесей уменьшаются с течением времени.

6. Следует устанавливать узлы отделения механических примесей на всех спускаемых ЭЦН.

7. Рекомендуется проводить специальные виды каротажа для мониторинга ситуации в стволе скважины.

8. Для минимизации выноса проппанта и других механических примесей следует производить промывку скважины после ГРП посредством комплекса гибкой НКТ с использованием различных жидкостей, а также закачку азота.

II.4. Традиционная технология промывки скважин установкой КРС

За период проведения операций по гидроразрыву пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (включая ГРП, произведенные предприятиями «Юганскфракмастер» и «Интрас», с 1989 по 1999 г.г. и компанией «Шлюмберже» с декабря 1999 г. по настоящее время) промывка скважин после ГРП осуществлялась в основном станками КРС.