double arrow

Проверка исправности оборудования, замеры добычи, профилактика


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 заб/ PJ - 0,8 заб/ 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 Рнасдавление насыщения нефти газом; Qmcдебит, 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


Заказать ✍️ написание учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой