Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на работу погружного оборудования, дебит и коэффициент продуктивности добывающих скважин 7
1.1. Особенности разработки нефтяных месторождений при забойных давлениях ниже давления насыщения 7
1.2. Анализ факторов, влияющих на дебит и коэффициент продуктивности скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения 18
1.3. Влияние снижения забойного давления на работу насосного оборудования на примере эксплуатации скважин ОАО «Варьеганнефтегаз» 25
1.4. Выводы 36
2. О форме индикаторных диаграмм скважин, эксплуатируемых с забойными давлениями ниже давления насыщения 38
2.1. Фактические индикаторные диаграммы скважин, эксплуатируемых при забойных давлених ниже давления насыщения 38
2.2. О причинах искривления индикаторных диаграмм и изменения коэффициента продуктивности добывающих скважин при снижении забойного давления 50
2.3. Анализ факторов, влияющих на дебит скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения с использованием математического моделирования 58
2.4. Выводы 76
3. Определение коэффициента продуктивности добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения 78
3.1. Определение фазовых проницаемостей по виду индикаторной диаграммы скважины 78
3.2. Интерпретация индикаторных диаграмм, полученных на различных месторождениях с целью выявления закономерностей изменения дебита скважин с изменением забойного давления 88
3.3. Сравнительная характеристика существующих способов описания индикаторных диаграмм 3.4. Выводы 135
4. Выбор режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения 137
4.1. Разработка методики по установлению режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения 137
4.2. Разработка программы расчета оптимального режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения для персональных ЭВМ 140
4.3. Оптимизация работы добывающих скважин с применением разработанной методики и оценка полученных результатов. 144
4.4. Выводы 158
Заключение 159
Литература
- Анализ факторов, влияющих на дебит и коэффициент продуктивности скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения
- О причинах искривления индикаторных диаграмм и изменения коэффициента продуктивности добывающих скважин при снижении забойного давления
- Интерпретация индикаторных диаграмм, полученных на различных месторождениях с целью выявления закономерностей изменения дебита скважин с изменением забойного давления
- Разработка программы расчета оптимального режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения для персональных ЭВМ
Анализ факторов, влияющих на дебит и коэффициент продуктивности скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения
В практике разработки нефтяных месторождений при обосновании темпов добычи нефти и целесообразности поддержания пластового давления исходили из необходимости сохранения забойных давлений в скважинах выше давления насыщения из опасения, что разгазирование нефти в пласте при снижении забойных давлений ниже давления насыщения приведет к необратимому снижению коэффициентов продуктивности (а иногда даже и дебитов) скважин и конечной нефтеотдачи пласта [56, 57, 63, 85], даже при поддержании пластового давления выше давления насыщения.
О желательности поддержания забойных давлений (а не только пластовых) выше давления насыщения указывалось во многих работах, как зарубежных, так и отечественных, например, К.А. Царевича и И.А. Чарного. Причем К.А. Царевич связывал это с возможным уменьшением нефтеотдачи пласта [92], а И.А. Чарный - с необходимостью сохранения дебита скважин [95].
Правильное решение этого вопроса подсказал опыт нефтедобычи. Вынужденная эксплуатация отдельных скважин, иногда сознательная, с целью сохранения добычи, часто стихийная, ввиду малой изученности месторождения, при забойных давлениях ниже давления насыщения проводились на многих нефтяных месторождениях: пласты Б2 Зольненского и Стрельненского месторождений, угленосная свита Полазненского месторождения, пласты Б] Жирновского и Бахметьевского месторождений, девонские и угленосные пласты Туймазинского месторождения, месторождение Кум-Даг и др. [75]. Эти работы показали определенную эффективность снижения забойных давлений: был получен значительный дополнительный дебит нефти. Осложнения, связанные с выпадением парафинов и работой насосного оборудования не наблюдалось.
Проведенные в последующем исследования на месторождениях Татарии, Башкирии и Западной Сибири [63, 67, 70, 85, 88, 96] подтвердили возможность эксплуатации месторождений с забойными давлениями ниже давления насыщения, но наряду с этим на сегодняшний день на повестке дня остается ряд вопросов, связанных с усовершенствованием технологии нефтедобычи: 1. До какого предела снижать забойные давления ниже давления насыщения? 2. Как определять режим работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения? 3. Каковы закономерности изменения коэффициентов продуктивности скважин (Кпр) с изменением давления? 4. Какие из факторов, влияющих на дебит и коэффициент продуктивности скважин оказывают наибольшее влияние при снижении забойного давления ниже давления насыщения?
В настоящее время накоплен большой фактический материал, свидетельствующий о том, что снижение забойного давления в добывающей скважине ниже давления насыщения не может быть неограниченным. При определенном забойном давлении, называемом в последующем минимально-допустимым, дебит скважин по нефти может снижаться. Это явление отмечалось на заре развития нефтяной промышленности [47] при разработке месторождений на режиме растворенного газа. В последующем большинство месторождений вводилось в разработку с применением методов поддержания пластового давления. В последние десятилетия применялись жесткие интенсивные системы заводнения, при которых разгазирование нефти в пласте практически было невозможно, поскольку компенсация отбора закачкой превышала 100 %. Разгазирование нефти было возможно только на небольшом расстоянии от добывающей скважины при снижении забойного давления ниже давления насыщения.
Проблема установления режима работы добывающих скважин стала очень актуальной после ввода в разработку месторождений Западной Сибири, на которых давление насыщения нефти газом мало отличалось от начального пластового. На подобных месторождениях достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. Попытки интенсифицировать отбор жидкости за счет увеличения депрессии на пласт нередко приводили к снижению темпов отбора [63].
Анализ результатов работ по исследованию скважин при эксплуатации с забойными давлениями ниже давления насыщения показал, что форма индикаторной линии, а значит и коэффициент продуктивности, слабо зависит от таких факторов как неоднородность коллектора, обводненность продукции скважины, размеры зоны дренирования и время выдержки скважины на режиме. Выводы об аномальной форме индикаторных линий делались на основании промысловых опытов. Теоретическое подтверждение основывалось только на оценке снижения дебитов по методике, учитывающей в первом приближении фазовые проницаемости по нефти и газу и предназначенной главным образом для расчета режима растворенного газа. При поддержании пластового давления с применением заводнения снижение забойного давления в добывающих скважинах в большинстве случаев не приводит к разгазированию нефти в основном объеме пласта, а газ выделяется из нефти только в призабойной зоне. Часто предполагалось, что при таких условиях индикаторная линия искривляется, а не загибается, т.е. большей депрессии на пласт соответствует больший дебит скважины. Поэтому очень часто с целью увеличения темпов отбора на месторождениях с пластовыми давлениями близкими к давлению насыщения нефти газом, добывающие скважины эксплуатировали на форсированных режимах, при которых снижался главный показатель - дебит по нефти.
О причинах искривления индикаторных диаграмм и изменения коэффициента продуктивности добывающих скважин при снижении забойного давления
Современное проектирование разработки месторождений основывается на использовании математических моделей, описывающих многофазную фильтрацию. При снижении забойных давлений в добывающих скважинах ниже давления насыщения расчетные значения дебитов в самых совершенных пакетах программ непрерывно увеличиваются [84]. Этот факт позволил некоторым специалистам надеяться на возможность форсированной эксплуатации залежей нефтей, которые характеризуются высоким газосодержанием. Поэтому задача исследования процесса многофазной фильтрации в призабойной зоне добывающих скважин при условии поддержания среднего пластового давления приобрела особую актуальность, особенно после ввода в разработку месторождений Западной Сибири.
Математическая модель, описывающая приток жидкости из пласта в скважину при различных забойных давлениях, должна учитывать фильтрацию воды, нефти и газа, а также растворимость газа в нефти. Модель должна позволять имитировать неоднородное строение пласта поскольку сложное строение коллектора может отразиться на форме индикаторных линий.
Такая модель, основанная на интерпретации основных уравнений фильтрации [84] была разработана на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Была получена система уравнений, описывающая изотермическое течение многокомпонентной многофазной смеси в пористой среде. Система замыкается соответствующими соотношениями, представляющими собой зависимости физических свойств флюида от термобарических условий и состава, и дополняется начальными и граничными условиями. На начальный момент времени считаются известными давление, температура и состав смеси в любой точке пласта. В качестве граничных условий на скважинах задается плотность отбора стока или расхода источника, на внешней границе или задается ее непроницаемость, или некоторые стоки и источники. Решение данной системы уравнений при соответствующих граничных условиях позволяет получить распределение давления в фазах и величины насыщенности в пласте произвольной формы с произвольным размещением скважин. При этом учитываются такие факторы, как капиллярные и гравитационные силы, растворимость газа в нефти и воде, фазовые проницаемости, сжимаемость породы и флюидов.
Разработанная модель позволила провести ряд экспериментов с целью оценки влияния различных факторов на оптимальное значение забойного давления, при котором достигается максимальный дебит. Для этих целей был выбран пласт ЮК-10 Талинской площади Красноленинского месторождения, который имеет сложное строение и содержит легкие нефти с высоким газосодержанием. Основные геолого-промысловые параметры данной залежи приведена в таблице 2.3.1.
Исследования скважины при заданных забойных давлениях предполагает проведение замеров после стабилизации притока нефти. Полной стабилизации на практике не может быть, поскольку изменяется положение фронта вытеснения водой. Это в значительной мере касается исследованного пласта Талинского месторождений, где наличие высокопроницаемых прослоев приводит к быстрому продвижению закачиваемой воды по суперколлектору. Чтобы испытать влияние этого фактора, первые расчеты проводились, исходя из предположения о поддержании давления на границе рассматриваемого участка без учета изменения фильтрационных характеристик в этих удаленных зонах.
При давлениях выше давления насыщения влияние времени стабилизации режима на результаты расчетов незначительно. Если забойное давление ниже давления насыщения, то в ходе стабилизации происходит непрерывное снижение дебита скважины (рис. 2.3.1).
В зависимости от сочетания параметров процесса время стабилизации может колебаться от 4 до 24 часов. Так, например, изменение времени стабилизации с 8 до 24 часов (см. рис. 2.3.2) незначительно отражается на виде индикаторной кривой. Однако, изменение времени стабилизации с 4 до 8 часов намного сильнее сказывается на форме индикаторной линии (рис. 2.3.3). Из полученных результатов следует, что в ходе снятия индикаторной линии при снижении забойных давлений ниже давления насыщения может потребовать в реальных промысловых условиях значительно больших сроков выдержки скважины на режиме. Площадь элементов пласта (расстояние добывающей скважины до границ зоны дренирования) мало сказывается на форме индикаторной линии (рис. 2.3.4). Этот результат тривиален с общетеоретической точки зрения, но требовал проверки при использовании конечно-разностной схемы.
Число режимов испытания (см. рис. 2.3.5), величины и порядок изменения забойных давлений не оказывает большого влияния на форму индикаторных линий (в рамках проводившихся исследований). Однако при давлениях ниже давления насыщения форма индикаторной линии может несколько изменяться в зависимости от порядка проведения замеров (рис. 2.3.6). Следует отметить, что в реальной практике из-за более медленного растворения выделившегося попутного газа по сравнению с процессом
Интерпретация индикаторных диаграмм, полученных на различных месторождениях с целью выявления закономерностей изменения дебита скважин с изменением забойного давления
Резюмируя, можно отметить, что использование зависимостей [3.2.7] и [3.2.8] с учетом значений коэффициентов [3.2.9] позволяет более точно устанавливать режимы работы добывающих скважин, учитывать особенности разработки месторождений при снижении забойного давления ниже давления насыщения, и, в конечном итоге рационализирует дебиты скважин в условиях локального разгазирования нефти в пласте.
Возможность применения зависимости [3.2.8] для выбора режима работы конкретной добывающей скважины описана в следующем разделе. В том же разделе приведена сравнительная характеристика существующих методов описания индикаторных диаграмм при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения с зависимостью [3.2.8], полученной на основании интерпретации более 50 индикаторных диаграмм скважин различных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и Белоруссиии.
В настоящей работе рассматриваются алгоритмы расчета притока нефти к скважине, работающей в режиме локального разгазирования, когда пластовое давление выше, а забойное давление ниже давления насыщения нефти газом.
Зарубежные авторы для расчета индикаторных кривых (зависимостей дебита нефти от забойного давления) в таком режиме часто используют универсальную зависимость Вогеля [114]: насыщения, МПа; Данная зависимость получена усреднением результатов многократного численного дифференцирования уравнения движения газированной нефти при различных наборах значений параметров, характеризующих свойства пористой среды, нефти и газа. Однако, универсальная зависимость Вогеля, являющаяся обобщением результатов многократного численного дифференцирования уравнения движения газированной нефти при различных наборах значений параметров, характеризующих свойства пористой среды, нефти и газа при попытке описания поведения реальных пластов может привести к значительным погрешностям вследствие отличия их параметров от усредненных.
Коэффициент а по данным [55] для Ромашкинского месторождения принимается равным 0,07, а для месторождения Узень - 0,35. По результатам экспериментальных исследований скважин Талинской площади коэффициент а изменяется от 0,0052 до 1,14, что не позволяет рекомендовать для расчета соответствующую величину. Более того необходимо отметить, что и для скважин месторождений Татарии и Башкирии усредненный коэффициент а изменяется в широких пределах и в каждой скважине имеет свое конкретное значение. Все вышеизложенное значительно затрудняет использование зависимости [3.3.2] при выборе режима работы добывающей скважины и приводит к значительным ошибкам при эксплуатации скважин, когда забойное давление ниже давление насыщения.
Зависимость [3.3.2] рекомендуется для расчета индикаторной диаграммы только на интервале значений забойного давления от давления насыщения до давления, соответствующего максимальному дебиту скважины.
Несмотря на проведенные широкомасштабные исследования скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения и отмеченных повсеместно фактах криволинейного изменения дебита в зависимости от снижения давления до сих пор на промыслах при выборе режима работы эксплуатационных объектов инженерным персоналом применяется прямолинейная зависимость (уравнение притока Дарси). Данный подход приводит к значительным ошибкам при установлении режимов работы и выборе погружного оборудования скважин. Для наглядной иллюстрации данных ошибок в сравнительный анализ включим и данную зависимость:
Отметим, что коэффициент продуктивности К„р в зависимостях [3.3.1], [3.3.2], [3.3.3], а также в [3.2.8] вычисляется по результатам исследования скважины на стационарных режимах, когда индикаторная диаграмма является линейной.
Сравнение выражений [3.3.1], [3.3.2], [3.3.3] и выражения [3.2.8], полученного в п. 3.2. будем вести с практическими индикаторными диаграммами, полученными в ходе экспериментальных исследований скважин различных нефтяных месторождений Татарии, Башкирии, Белоруссии и Западной Сибири.
Разработка программы расчета оптимального режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения для персональных ЭВМ
Результаты промысловых исследований выявили также следующую закономерность: чем тяжелее нефти месторождений (месторождения У рало-Поволжья), тем меньше ошибка в определении вида индикаторных кривых. Так для месторождений Татарии и Башкирии средняя относительная погрешность в расчетах индикаторных диаграмм согласно зависимости [3.2.8] составляет - 2,9 %, для Вынгапуровского месторождения - 5,4 %, для остальных месторождений Западной Сибири - 10,2 %.
Все вышеуказанное позволяет сделать ряд принципиальных выводов: Во-первых, использование прямолинейной зависимости дебита от забойного давления при выборе режима работы добывающей скважины возможно только при эксплуатации скважин с забойным давлением большим давления насыщения. Использование данной зависимости при Рзаб Рнас приводит к значительным (более чем в 2 раза) ошибкам. Во-вторых, наиболее приемлемые результаты при использовании криволинейных зависимостей описания индикаторных диаграмм в условиях снижения забойного давления ниже давления насыщения были получены с применением зависимости [3.2.8].
В-третьих, полученные в данной главе результаты требуют подтверждения практическими результатами использования зависимости [3.2.8] для расчета режима работы конкретных добывающих скважин и выбора погружного оборудования на месторождениях, эксплуатирующих скважины с забойными давлениями ниже давления насыщения.
Результаты приведенных в данной главе исследований позволяют сделать следующие выводы:
1. Использование кривых фазовых проницаемостей, полученных в лабораторных условиях или любых других априорных зависимостей кг = f (Sr) и кн = f (Sr) приводит к значительным ошибкам при проведение гидродинамических расчетов по определению продуктивности добывающих скважин в условиях Рзаб Рнас;
2. Определение вида кривых фазовых проницаемостей конкретной залежи представляется затруднительным не только для инженерного персонала нефтяных промыслов, но даже и для специализированных лабораторий физики пласта. Все это побуждает к поиску новых путей решения промысловых задач по определению параметров эксплуатации скважины в условиях, когда забойное давление ниже давления насыщения.
3. Максимальный дебит скважины не всегда может быть получен при максимальной депрессии.
4. Использование прямолинейной зависимости дебита от забойного давления при выборе режима работы добывающей скважины возможно только при эксплуатации скважин с забойным давлением большим давления насыщения. Использование данной зависимости при Рзаб Рнас приводит к значительным ошибкам.
5. Полученная на основании интерпретации более 50 индикаторных диаграмм зависимость [3.2.8.] может быть использована при расчетах, связанных с выбором режима работы добывающих скважин. Из всех известных способов описания индикаторных диаграмм зависимость [3.2.8.] дает наиболее приемлемые результаты.
6. Приведенные в данной главе результаты требуют подтверждения практическими результатами использования зависимости [3.2.8.] для расчета режима работы конкретных добывающих скважин и выбора погружного оборудования на месторождениях, эксплуатирующих скважины с забойными давлениями ниже давления насыщения.
4. Выбор режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения 4.1. Разработка методики по установлению режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения
Технологический режим работы нефтяной добывающей скважины - это определенные условия движения нефти в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями (например, возможность разрушения пород забоя при высоких депрессиях и ДР-) Результаты всех предшествующих исследований свидетельствуют, что наибольшее влияние на режим работы добывающих скважин оказывает давление насыщение нефти газом. Кроме того, выбор режима работы скважины во многом зависит от соотношения давления насыщения и пластового давления. Если давление насыщения существенно ниже пластового, то решение проблемы может быть крайне простым и сводиться к рекомендации эксплуатировать скважины при забойных давлениях, превышающих давление насыщения. При эксплуатации же с Рзаб Рнас методика выбора режима работы добывающей скважины имеет ряд особенностей.
Любая методика выбора технологического режима работы скважины и подбора скважинного оборудования предусматривает учет характеристики работы пласта путем построения индикаторной диаграммы. Методику выбора режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения построим следующим образом:
