2013-12-31
1087
Эксплуатация
Вывод скважины на режим
Спуск
Монтаж УЭЦН
Подготовка ствола скважины
Входной контроль нового оборудования, качество поставляемого ЗИП, сборка или ремонт, выходной контроль (испытание на стенде), транспортировка, разгрузка.
Подготовка оборудования
НКТ
Кабель
Гидрозащита
Пэд
Исходная информация, расчет, наличие необходимого оборудования
Насос - соответствие работы пласт-насос
Подземное оборудование
СУ, трансформатор, энергообеспечение, настройка защит,
Подбор оборудования Наземное оборудование
Оборудование
Глубина залегания Пластовое давление Забойное давление Состояние призабойной зоны
Характеристики пласта
Мех.примеси
Температура
Газ.фактор
Характеристики добываемой жидкости
И т.д.)
Технические проблемы (гофра, забой
|
|
|
Кривизна
Диаметр экс. Колонны
Среда
НГДУ
КРС, ПРС
| Люди | |
| \ | • Квалификация |
| Обучение | |
| / | Опыт |
| ■ X | Повышение |
| т | квалификации |
| Обмен опытом | |
| Новые технологии | |
| \ | * Морально- |
| \ | психологический |
| к | климат |
| / | Взаимоотношения в |
| / | коллективе |
| V | Взаимоотношения со |
| смежниками | |
| \ | * Материальная |
| \ | заинтересованность |
| \ | Зарплата |
| / | Система стимулирования |
• Внешняя среда
Время года
Климат
Погода
Транспортная схема
• Скважина
Технические
характеристики скважины
Состав (вода, соли, смолы, парафины'
Рис. 1.1. Факторы, влияющие на продуктивность скважин при механизированном способе эксплуатации
g
между собой и их степень влияния на добычу определяется их отношением друг к другу. Например, хотя мы говорим о том, что на геологические факторы мы влиять не можем, но углубление знаний о Земле, разработка и внедрение новой техники и технологии позволяет, в известной мере, влиять на весь процесс добычи нефти.
Влияет на продуктивность и отношение к скважине сервисных предприятий, они имеют несколько другие цели бизнеса, чем добывающие организации. При этом современные требования к построению сервисного бизнеса изменяются. На смену традиционным подходам к оказанию скважинных услуг приходят методы, в рамках которых вопрос ставится по-новому: кто должен отбирать скважины и соответствующие технологии для проведения работ по интенсификации добычи? Ответ: этим должен заниматься не поставщик услуг или добывающая компания в отдельности, а оба вместе.
|
|
|
Ресурсы месторождений весьма разнообразны и по объемам, и по форме; тем не менее, существуют две их категории, где применение методов повышения продуктивности наиболее плодотворно. Первая из них — это скважины-кандидаты на интенсификацию добычи, находящиеся на заключительном этапе своей эксплуатации. Возможно, они уже близки к истощению, однако стоят того, чтобы обратить на них внимание. Вторая категория — это продуктивные скважины, обладающие существенным потенциалом повышения продуктивности при грамотном применении соответствующих технологий. Специалисты производственных объектов должны рассматривать целый ряд вопросов при выборе методов повышения продуктивности на конкретных скважинах:
- Какие методы были успешно применены ранее?
- Имеется ли новая технология, которую можно было бы попробовать?
- Какова вероятность снижения достигнутого уровня добычи по сравнению с вероятностью достижения нового уровня добычи?
- Оправдан ли соответствующий риск?
- Имеем ли мы дело всего лишь с разовой попыткой в данном регионе или могут существовать и другие возможности?
Как скважина дает нефть?
Свой путь поток пластовой жидкости начинает из зоны дренирования и под действием перепада давления между пластовым и забойным давлением устремляется по пласту к скважине. Дальнейшее дви-
жение флюида связано с его подъемом на поверхность и движением по сборным трубопроводам до ДНС, где происходит сепарация и "до-жим" жидкости дальше для подготовки. Таким образом, процесс добычи осуществляется на трех участках: ПЛАСТЕ, ЛИФТЕ, СБОРНОМ ТРУБОПРОВОДЕ.
Течение флюида в системе "пласт - скважина - сборные коллекторы" (рис. 1.2)
При работе скважины поток жидкости вызывает потерю давления в системе. Три типа потерь давления связаны с продуктивностью скважины:
- в пласте;
- вНКТ;
- на устье и инженерных сооружениях.
В пласте движение жидкости определяется депрессией между гидродинамическим забойным давлением и пластовым давлением.
| Рис. 1.2. Система "пласт — скважина — сборные коллекторы " |
Второй перепад давления создается при прохождении пластовой жидкости через НКТ
Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и инженерные сооружения на поверхности и транспортировки флюида через коллекторы до сепаратора.
Перепад давления здесь будет изменяться с течением времени работы коллектора.
Четыре вида давления влияют на работу скважины:
— пластовое давление;
— забойное давление;
— устьевое (буферное) давление;
— линейное давление.
Перепад давления в системе будет изменяться с течением времени работы коллектора. Все точки, от зоны дренирования пласта до сепаратора, называются узлами, а проведение анализа влияния изменения давления на производительность системы называется узловым анализом NODAL. Давайте рассмотрим эти узлы.
Как движется нефть в пласте?
Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию и параллельными потоками по профилю пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП). График изменения давления в окрестности скважины представлен на рис. 1.3 и называется депрес-сионной воронкой. Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины.
Большой перепад давления в ПЗП (рис. 1.4) приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т.д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются скин-эффектом, т.е. любые преграды, мешающие течению флюида, в пласте называются скином. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе, называются псевдоскинами. Скин-породы коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении ущербов естественным коллектор-ским свойствам пласта при вскрытии пласта, эксплуатации или ре-
|
|
|
монте скважин — величина скина становится больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторс-киххарактеристик (ГРП, кислотные обработки и др.), скин может принимать отрицательные значения.
Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекто-
т
| Забойное давление |
Пластовое давление
Рис. 1.3. Воронка депрессии
Р, атм
|
| Пластовое давление |
| Призабойная зона пласта |
Радиус притока R, м
Рис. 1.4. График изменения давления от радиуса дренирования к скважине
ре) достаточно хорошо изучено и происходит по закону Дарси и характеризуется формулой:
т.е. дебит скважины прямо пропорционален депрессии. При плоскорадиальном течении флюида в пласте закон Дарси будет иметь следующий вид:
Q„ = (kh (Рм - Рзаб))/ (18,4 nJH Mrdp/rcJ - 0,75 + S), (1.2)
где \iH — вязкость пластового флюида, сПз; гскв — радиус скважины, м; к— проницаемость, м Дарси; S— скин; /}н—пластовый объемный фактор; гдр — радиус зоны дренирования скважины, м; h — толщина пласта^.
Графически данная зависимость выглядит так, как показано на рисунке 1.5.
Индекс, или коэффициент продуктивности, — кпр представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое:
КР=<1н/(Рт-Рзаб). (1-3)
Угол наклона индикаторной кривой определяется коэффициентом продуктивности.
При течении по пласту газа его поток описывается формулой Во-геля. Формула Вогеля для пласта, не имеющего нарушений, с добычей при давлении, ниже давления насыщения, основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа:
|
|
|
|
|
При однофазном течении флюида
При многофазном течении флюида
Рис. 1.5. Индикаторная кривая
Qnac/Qmax = 1 ~ 0,2 (Рзаб/ PJ - 0,8 (Рзаб/ PJ\ (1.4)
Щи условиях, что забойное давление ниже давления насыщения, поток флюида представляет собой мулътифазный поток и описывается комбинированной формулой Дарси-Вогеля для нефтяных скважин.
Максимальный дебит для нефтяных скважин (Qmax) при забойном давлении, ниже давления насыщения, нефти газом и определяется по комбинированной формуле Дарси-Вогеля:
Qmax=Qnac + (Knp-PHac/^). (1.5)
где Рнас — давление насыщения нефти газом; Qmc — дебит, при котором забойное давление равно давлению насыщения.
Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях, выше давления насыщения. При давлениях, ниже давления насыщения, течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.
Чем определяется характеристика вертикального лифта?
Вертикальный лифт характеризуется изменением давления — рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности.
.U4x^Jl\xpXsine+lPKl+p. vdv
dL \gcl 2gcd gca(dL) (1.6)
где dP/dL - падение давления по единице длины трубы; р - плотность жидкости; в - угол наклона трубы; v - скорость движения жидкости;/— коэффициент трения; d — внутренний диаметр трубы; а — поправочный коэффициент для компенсации колебаний скорости по сечению трубы (он изменяется от 0,5 при ламинарном режиме до 1,0 при полностью турбулентном течении).
Градиент давления в данной формуле является суммой трех составляющих:
- гидростатического градиента;
- градиента трения;
- градиента ускорения.
В чем особенности течения жидкости в нефтесборном коллекторе?
Во время прохождения флюида по сборным коллекторам к сепа-
ратору гидростатический градиент имеет достаточно малое значение. Однако следует помнить, что если при прохождении жидкости в лифте и сборном трубопроводе, степень градиента гидростатического давления составляет менее 90%, то необходимо провести работы по смене труб лифта или трубопровода на больший диаметр.
Что такое узловой анализ NODAL?
Итак, мы рассмотрели поэтапно прохождение флюида от границы зоны дренирования по пласту через лифт и сборный коллектор до сепаратора. При наложении графиков движения флюида в пласте и по лифту и нефтесборному коллектору можно определить потенциальный дебит скважины, а также проектировать необходимые мероприятия по стимуляции пласта, отбору скважинного оборудования и т.п. Такой анализ называется узловым анализом NODAL.
Изменение дебита скважины происходит при изменении скин (2; -4) и уменьшении пропускной способности лифта.
| Рис. 1.6. Графический анализ работы скважины |
Рассмотрим график (рис. 1.6). Зеленым цветом изображен график движения флюида в пласте (индикаторная кривая). Точка пересечения с графиком, описывающим течение флюида в трубопроводе (синий график) определяет потенциальный дебит скважины Q]. При увеличении скин до 2, дебит скважины падает q2, при проведении ГРП -скин уменьшается до -4, соответственно дебит увеличивается q_4. При
[□RlHlal |д|т| «.ВлКИдЩ Щш\е^Щ |Щ1
i££
| В | ||||||
| А | ||||||
| \"^S^\ | ||||||
| \Х^\ | ||||||
| D 5 | 1 100 160 200 23 | |||||
| Liquid Rate, m Vd Inflow Reservoir Skin Outflow | Inflow ■............................... [2) 2.000 (3) -2.00C | |||||
| Multiple С 15-"" Bitivities | ||||||
| Rea- Authorise J User- Dowell Seiiiumberaer | ||||||
П—FiuuT
Рис. 1.7. Специальные компьютерные программы (например, Well performance) позволяют произвести расчеты потенциальной добычи из скважины, сделать прогноз производительности при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ)
Skin = 0 Skin = 1 Skin = 2
|
| Оптимизация I |
Рис. 1.8. Величина СКИНа в зависимости от повреждения
увеличении давления в трубопроводе мы наблюдаем понижение дебита до значения Q2.
Таким образом, мы можем прогнозировать потенциальный дебит скважины и проектировать мероприятия по увеличению дебита скважины за счет интенсификации работы пласта и расчета скважинного оборудования и сборных коллекторов (рис. 1.7,1.8).
Что такое интенсификация и оптимизация?
Давайте проанализируем параметры формулы Дарси. Такие параметры, как коэффициент проницаемости и мощность пласта - величины, отражающие природные факторы, и в связи с этим не изменяются с течением времени. Величина пластового давления при нашем уровне разработки поддерживается постоянной за счет работы системы ППД, она также — величина, изменяющаяся достаточно мало с течением времени.
Теперь рассмотрим величины в знаменателе: вязкость флюида и объемный коэффициент — величины тоже постоянные. Радиус скважины и радиус дренирования также не подвергаются изменениям.
Таким образом, только два параметра - забойное давление и скин -влияют напрямую на производительность скважины. Работы, проводимые в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, называются интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, связанные с уменьшением забойного давления, направлены на оптимизацию работы скважинного оборудования.
В первой главе мы рассмотрим с Вами решение задач по интенсификации добычи, во второй главе - определим, как оптимизировать работу погружного насосного оборудования.
Что такое повреждение пласта?
Повреждение пласта - это такое условие, при котором создаются "барьеры" для притока к стволу скважины, что ведет к более низкому, чем предполагалось, дебиту или снижению эффективности закачки.
Повреждение вблизи ствола скважины ведет к снижению добычи. Близлежащая к стволу скважины зона является единственным местом, на которое мы оказываем воздействие.
Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмерная величина. Мы уже упоминали, что при естественных природных коллекторских свойствах пласта скин имеет нулевое значение. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктивности скважи-
ны. Улучшение естественных свойств пласта (увеличение пористости, проницаемости).
Как мы способствуем повреждению пласта?
Повреждение призабойной зоны пласта может наступать при различных технологических операциях на скважине:
- первичное вскрытие продуктивного пласта при бурении скважины;
- во время крепления ствола скважины;
- во время закачивания (освоения) скважины;
- во время проведения ремонтных работ;
- в течение эксплуатации скважины.
Что происходит со вскрытым пластом при бурении?
Как только буровое долото доходит до породы коллектора, мы начинаем влиять на продуктивность скважины.
Буровые растворы должны контролировать пластовое давление, выносить шлам, создавать глинистую корку и, в идеале, наносить минимальный ущерб коллектору (рис. 1.9).
При бурении скважины гидростатическое давление раствора больше порового давления для обеспечения контроля над скважиной (предотвращения газонефтеводопроявлений). Следовательно, у раствора имеется движущая сила для проникновения в пласт (репрессия).
Многие коллекторы являются чувствительными для повреждения от проникновения фильтрата раствора. При первичном вскрытии продуктивного пласта под действием репрессии происходит резкое поглощение фильтрата раствора и кольматация коллектора до образования фильтрационной корки. После того, как сформировалась фильтрационная корка, она фильтрует раствор таким образом, что в пласт попадает только фильтрат. Фильтрационный раствор вызывает повреждения путем физического закупоривания пор, возникающих при набухании глинистых частиц.
Буровые растворы имеют значительное содержание твердых частиц, которые охватывают широкий спектр, с точки зрения их размеров. Сам раствор обычно не может проникнуть в пласт, т.к. его многие твердые частицы больше, чем размер пор в матрице породы. Следовательно, на поверхности породы откладывается фильтрационная корка.
Закупоривание твердыми частицами может значительно снизить
проницаемость, но из-за быстрого улавливания твердых частиц и построения внешнего фильтрационного пирога происходит незначительное проникновение в пласт.
Глины в песчаных пластах могут разбухать после воздействия на них инородных жидкостей. При разбухании они закупоривают отверстия пор. Фильтрат раствора может вызывать дисперсию глины и ее перемещение по пласту. Такие глины могут закупоривать отверстия пор.
При смешивании несовместимого фильтрата раствора с пластовой водой, могут иметь место процессы солеотложений. Они также могут кольматировать поры.
| Основные функции бурового раствора: - противодавление на пласт; - вынос выбуренной породы на поверхность; - поддержание стабильности ствола; - формирование корки на стенках скважины; - охлаждение долота... |
| ■-■ ■.-;■-...-;■-...-;■-...- •.- |
| :- ■- - : '- ■- - : '- ■- - : '- " - ■ - ■- - : - |
1
Выпадение солей в осадок при взаимодействии фильтрата раствора и пластовой воды
Кольматация каналов глинистыми частицами бурового раствора
Набухание глинистых частиц пласта в фильтрате бурового раствора
Рис. 1.9. Основные функции бурового раствора и возможные ущербы пласту при бурении
