Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 . Особенности разработки эксплуатационных объектов на многопластовых месторождений 12
1.1. Эксплуатационный объект в составе многопластового месторождения
1.2.Проблемы эксплуатации многопластовых месторождений 15
1.3. Физические основы выработки запасов из многопластового месторождения 19
1.4.Технология одновременно-раздельной эксплуатации пластов 26
1.5.Виды технологий для одновременно-раздельной эксплуатации и их классификации 34
ГЛАВА 2. Исследование эксплуатационных и неэксплуатационных объектов ограничение притока воды из них
2.1. Исследование с помощью глубинных приборов 37
2.1.1.Система телеметрии УЭЦН 37
2.1.2.Автономные манометры 37
2.2. Исследования, проводимые с использованием автономных манометров .42
2.2.1.Измерение давления 42
2.2.2!Регистрация кривой падения и восстановления давления на примере скважины № 5564 Приобского месторождения 44
2.2.3.Снятие индикаторной диаграммы скважины 45
2.2.4.0пределение забойного давления и проверка телеметрической системы (ТМС) УЭЦН на примере скважины 25949
Самотлорского месторождения 46
2.2.5.Подтверждение герметичности погружной скважинной установки и эксплуатационной колонны на примере скважины 8484 Приобского месторождения 49
2.2.6.Проверка герметичности посадки пакера 51
2.2.7.0пределение заколонных перетоков 53
2.2.8.Контроль проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) .55 2.3.Геохимический метод исследования продукции нескольких пластов... 55
2.4.Трассерные (индикаторные) методы исследования эксплуатационных объектов многопластового месторождения :...57
2.5.Изоляция объектов и ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны с помощью пакерной секции 64
2.5.1.Изоляция с применением скважинной камеры для мониторинга изолированного объекта (Патент РФ № 2211311) 64
2.5:2.Изоляция с применением двухманжетного пакера с кабельным вводом (либо двух пакеров с кабельным вводом) (Патент РФ №2383713) 66
2.5.3.Изоляция с применением пакера с кабельным вводом и перепускной системой (Патент РФ № 2331758)...! 67
ГЛАВА 3; Промысловая апробация существующих основ моделирования системы «эксплуатационный объект — скважина — УЭЦН» 69
3.1.Основные элементы исследуемой гидродинамической системы 69
3.2. Основы физико-математической модели системы «эксплуатационный объект — добывающая скважина — установка ЭЦН» 75
3.3. Пример расчёта работы системы «эксплуатационный объект — добывающая скважина — установка ЭЦН» на основе физико-математического моделирования . 82
ЗАМетодика определения источникаобводненияиз интервала. негерметичности, расположенного над приемом насоса 86
3.5.Расчётно-экспериментальный метод учёта добычи продукции из двух пластов скважин эксплуатируемых УЭЦН 92
З.б.Проблемы работы низкодебитных скважин, эксплуатируемыхс помощью УЭЦН : 93
ГЛАВА 4. Обоснование принципиальньіх схем для технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов ... 97
4.1.Общие принципы одновременно-раздельной разработки.нескольких эксплуатационных объектов 97
4.1.1.Отличия и преимущества технологии ОРРНЭО по сравнению с ОРЭ 98
4.1.2.Критерии выбора скважин для применения технологии ОРРНЭО 109
4.2.0дновременно-раздельная закачка (ОРЗ) воды как метод
поддержания оптимального пластового давления 113
4.2.1.Одновременно-раздельная закачка и поочерёдная закачка (ПЗ) для обеспечения нестационарного воздействия на
эксплуатационные объекты 113
4.2.2.Эффективность использования закачиваемой воды 115
4.2.3 .Многопакерная скважинная установка со скважинными камерами для одновременно-раздельной закачки 119
4.2.4.Проектирование скважинных установок для ОРЗ 121
4.2.5.Система сопровождения одновременно-раздельной закачки 125
4.2.6.Эффективность использования одновременно-раздельной закачки.. 126
4.3. Поочерёдная закачка (ПЗ) и поочередная добыча (ПД) — как метод выработки запасов на поздней стадии разработки 131
4.4. Одновременно-раздельная добыча нефти (ОРД) 132
4.4.1 .ОРД с применением насоса и установки с регуляторами расхода (Патент РФ №2211311) 132
4.4.2.0РД с применением двух насосных установок и двух лифтов (Патент РФ № 2344274) 134
4.4.3.ОРД с применением одного насоса и управляемой перепускной системы (Патент РФ №2365744) 136
4.4.4.0РД с применением одного насоса и управляемого клапана (Патенты РФ №№ 2385409 и 2380522) 138
4.5.Предупреждение осложнений при эксплуатации скважин с приобщением вспомогательного объекта 142
4.6.Экономика 143
Заключение 145
Список литературы
- Физические основы выработки запасов из многопластового месторождения
- Исследования, проводимые с использованием автономных манометров
- Пример расчёта работы системы «эксплуатационный объект — добывающая скважина — установка ЭЦН» на основе физико-математического моделирования
- Поочерёдная закачка (ПЗ) и поочередная добыча (ПД) — как метод выработки запасов на поздней стадии разработки
Введение к работе
Актуальность проблемы
Особенностью текущей ситуации в топливно-энергетическом комплексе России является тот факт, что большая часть крупных нефтяных месторождений находится на заключительной стадии разработки и характеризуется высокой обводнённостью добываемой продукции и неполной выработкой извлекаемых запасов. Значительное количество эксплуатационных объектов не имеют достаточного объёма запасов углеводородов для рентабельной эксплуатации самостоятельной сеткой скважин. Поэтому недропользователи вынуждены вовлекать в совместную разработку несколько эксплуатационных объектов (ЭО). При этом ЭО, зачастую, имеют существенно различные фильтрационно-ёмкостные свойства и пластовые давления. Такой подход обоснован с точки зрения экономики, но недопустим с точки зрения рационального использования запасов и охраны недр, так как происходит неравномерный охват заводнением, опережающее обводнение высокопроницаемых пластов, и, как следствие, снижение уровня извлечения остаточных, как правило, существенных запасов углеводородов. Для поддержания добычи нефти на рентабельном уровне, приходится увеличивать отбор обводнённой жидкости, использовать более энергоёмкие насосы и дополнительную инфраструктуру, увеличивать закачку воды через систему регулирования пластового давления. Всё это увеличивает капитальные вложения в разработку месторождения. Эффективным выходом из создавшегося положения может стать одновременно-раздельная разработка нескольких эксплуатационных объектов (ОРРНЭО). Технология ОРРНЭО, обладая экономическими преимуществами, всё-таки является относительно сложным технологическим процессом.
Технология ОРРНЭО рекомендована нефтяной секцией ЦКР Роснедра (Протокол № 3367 от 28.04.2005) недропользователям для промышленного использования и уже успешно применяется на месторождениях Западной Сибири при непосредственном участии автора.
Цель диссертационной работы — повышение эффективности освоения многопластовых месторождений при промышленном использовании одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов за счёт использования комплекса новых технологических и технических решений.
Задачи исследований
Изучение проблем одновременно-раздельной выработки запасов из эксплуатационных объектов (ЭО) многопластового месторождения, их анализ и систематизация.
Разработка способов и технических решений для исследования эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях.
Разработка способов и технических решений для изоляции притока посторонней воды из неэксплуатационных объектов (выработанного пласта или негерметичности эксплуатационной колонны).
Разработка технологии для одновременно-раздельной или поочередной добычи нефти из двух эксплуатационных объектов на скважинах, эксплуатируемых с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Разработка способа и технических решений для оптимизации динамики пластового давления в эксплуатационных объектах путём одновременно-раздельной или поочерёдной закачки в них воды через нагнетательные скважины.
Научная новизна
Разработана и используется в промышленности технология исследования эксплуатационных объектов многопластового месторождения глубинными автономными манометрами, устанавливаемыми в скважинные камеры без или совместно с трассерными исследованиями, проводимыми с помощью новых технических решений для ОРРНЭО (Патенты РФ №№ 2292453, 2315863,2376460,2383713 и заявки на изобретение №№ 2008132635 и 2008130459).
Предложены и используются в промышленности способы и варианты технических решений для изоляции притока посторонней воды из неэксплуатационных объекта или интервала негерметичности эксплуатационной
колонны скважины путём разделения пакером приёма насоса от источника обводнения (Патенты РФ №№ 2291949, 2331758, 2331758, 2383713).
На уровне патентной новизны (Патенты РФ №№ 2344274, 2365744, 2380522) разработаны и промышленно используются способы и варианты установок для одновременно-раздельной или поочередной добычи нефти из двух эксплуатационных объектов на скважинах, эксплуатируемых с помощью УЭЦН, и оснащенных пакером с кабельным вводом.
Предложена и промышленно используется система сопровождения технологии ОРРНЭО (Патент РФ №2380522), включающая: подбор добывающих и нагнетательных скважин; выбор технологической схемы скважинной установки; мониторинг монтажа многопакерной компоновки, обеспечивающий надежность разобщения эксплуатационных объектов; возможность проводить для каждого эксплуатационного объекта учёт добываемой продукции и закачки воды, исследование геолого-промысловых характеристик, селективное воздействие на призабойную зону и регулирование забойного давления для оптимизации поля динамического пластового давления.
Новизна результатов защищена 10 изобретениями.
Основные защищаемые положения
Комплекс технологических решений для исследования объектов многопластовых месторождений: технология трассерных исследований с помощью технических средств, используемых при ОРРНЭО; гидродинамические исследования с помощью глубинных автономных манометров, устанавливаемых в скважинные камеры.
Варианты технических решений изоляции притока посторонней воды из неэксплуатационного геотехнологического объекта (интервала перфорации выработанного ЭО или интервала негерметичности эксплуатационной колонны) с использованием пакера (с кабельным вводом) или двухпакерной секции в скважинах, эксплуатируемых с помощью УЭЦН.
Технология одновременно-раздельной добычи нефти из двух эксплуатационных объектов с возможностью отключения одного из них на время исследования в скважинах, эксплуатируемых с помощью УЭЦН.
4. Способ адаптивной (последовательной) оптимизации динамического пластового давления в эксплуатационных объектах, заключающийся в изменении их забойных давлений через нагнетательные скважины путём одновременно-раздельной или поочерёдной закачки воды и через добывающие скважины путём одновременно-раздельной или поочерёдной добычи нефти.
Практическая ценность работы
Приведённые в диссертации результаты исследований успешно и широко используются на многопластовых месторождениях Западной Сибири (при непосредственном участии автора диссертации):
Предложенный способ исследования многопластовых объектов глубинными автономными манометрами, устанавливаемыми в скважинную камеру, успешно применён на скважинах Приобского месторождения и доказал свою эффективность в процессе промысловых работ. Способ позволяет использовать в схемах для ОРРНЭО изолированные от лифта секции в качестве пьезометрических систем для соответствующих эксплуатационных объектов, а также проверять надежность разделения эксплуатационных объектов пакером, диагностировать отсутствие заколонных межпластовых перетоков.
Способ исследования многопластовых объектов с помощью трассеров (индикаторов), закачиваемых в скважину для ОРЗ, был промышленно использован на двух участках Южно-Приобского месторождения. Благодаря результатам исследования были определены основные направления фильтрации воды, закачиваемой для поддержания пластового давления.
Способ и комплекс технических решений для ликвидации притока из негерметичности эксплуатационной колонны с помощью пакера с кабельным вводом использовался на 140 скважинах месторождений Западной Сибири. За счёт снижения обводнённости скважины возвращены в рентабельный фонд.
Технология одновременно-раздельной добычи (ОРД) нефти из скважин, эксплуатируемых с помощью УЭЦН, была промышленно использована на 9-ти скважинах Ван-Ёганского Мамонтовского Верхне-Пурпейского, Пермяковского и Самотлорского месторождений.
Технология оптимизации динамического пластового давления проводилась с участием автора на 240 нагнетательных скважинах для эксплуатационных объектов АСю, АСц, АСіг Приобского месторождения.
Промышленно используется разработанный с участием автора (в ООО НТП «Нефтегазтехника») регламент по сопровождению технологии ОРРНЭО на предприятиях ОАО НК «Роснефть» («РН-Юганскнефтегаз», «РН-Пурнефтегаз»).
На Приобском месторождении используется метод выявления негерметичности узлов комплекса оборудования с одновременным диагностированием наличия заколонных межпластовых перетоков при применении технологии ОРРНЭО.
Расчёгно-экспериментальная методика выявления негерметичности эксплуатационной колонны в добьшающих скважинах, оборудованных ТМС, позволила определить на Самотлорском месторождении скважины-кандидаты для РИР и для ликвидации притока воды на приём ЭЦН с помощью пакера с кабельным вводом.
Апробация работы
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на Научно-практических конференциях РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина (Москва, 2007—2008); на Кафедре Разработки и Эксплуатации нефтяных месторождений РГУ им. И. М. Губкина (Москва, 2008— 2010); на семинаре НИИ «Газлифт» (2007); на научно-техническом совете ООО НИИ «СибГеоТех» (2008); на техническом совете ООО НТП «Нефтегазтехника» (2008); на техническом совете ООО «РН-Пурнефтегаз» (Губкинский, 2008); на техническом совете СНГДУ-2 ОАО «Самотлорнефтегаз» (Нижневартовск, 2009); на техническом совете ТНК-ВР (Москва, 2009); на конференциях молодых специалистов ТНК-ВР, (Нижневартовск, Москва, 2010); на заседании учёного совета ВНИИНефть им. А. П. Крылова (Москва, 2010—2011); на конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2011); на техническом совете ОАО «Самотлорнефтегаз» (Нижневартовск, 2011); на конференции победителей конкурса молодёжных разработок ТЭК при Министерстве энергетики РФ (Москва, 2011); на техническом совете ОАО «Газпром нефть» (Москва, 2011); на совещании ОАО «Лукойл» (Москва, 2011).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 16 работ, в том числе 10 патентов РФ, 2 заявки на изобретение и 4 статьи, три из которых опубликованы в изданиях рекомендованных ВАК.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержащего основные результаты и выводы. Общий объем работы составляет 164 страницы, в том числе 4 таблицы, 42 рисунка и 3 приложения. Список литературы включает 117 источников.
Автор выражает глубокую признательность и благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору Мищенко Игорю Тихоновичу за постоянное внимание к диссертационной работе, а также благодарит работников кафедры «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина и научных сотрудников ОАО «ВНИИНефть» за ценные замечания и предложения.
Автор выражает свою признательность за помощь и поддержку сотрудникам ООО НТП «Нефтегазтехника», ООО НИИ «СибГеоТех», ОАО «Самотлорнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО НПФ «Геоник» за содействие при проведении опытно-промышленных испытаний.
Физические основы выработки запасов из многопластового месторождения
С выделения эксплуатационных объектов начинается разработка многопластовых месторождений [101]. Выделение производят на основании данных комплексного геолого-промыслового изучения фактического состояния объектов разработки, возможностей, техники и технологии эксплуатации скважин и необходимости достижения высоких технологических и экономических показателей разработки по всем продуктивным пластам (залежам) и. месторождению в целом. Рассматриваются энергетические характеристики каждого из объектов, активность подошвенных или законтурных вод.
Приводятся данные о добычных возможностях каждого из объектов, текущих и вероятных ожидаемых дебитах (приемистости) скважин, что определяет рентабельность разработки объекта.(отдельной сеткой скважин).
Учитывается возможность возврата обводнившихся скважин с нижележащего объекта на вышележащие. Предусматривается возможность контроля за выработкой запасов, по каждому из объектов и возможность регулированияэтого процесса..
Остановимся вкратце на принципах выделения и объединения эксплуатационных объектов по их характеристикам.
Под характеристиками эксплуатационных объектов понимаются:
- геологические параметры: глубины залегания,. толщины углеводородонасыщенных интервалов; - неоднородность по толщине, неоднородность по площади; - запасы углеводородов: геологические запасы нефти, газа и газоконденсата; - соотношение запасов водонефтяной и нефтяной зон залежи; - остаточные извлекаемые запасы нефти, газа и газоконденсата; - геолого-промысловые характеристики: расположение контактов (водонефтяного, газоводяного, газонефтяного, газоконденсатного, конденсатонефтяного); насыщенность: водой, нефтью, газом, газоконденсатом; - теплофизические свойства залежи; - накопленная добыча: нефти, воды, газа, газоконденсата; - физические свойства пород: тип, карбонатность, глинистость, гранулометрический состав, минералогический состав, пористость, удельная поверхность, упругость, трещинность, гидрофильность, гидрофобность, анизотропия; - фильтрационные свойства коллекторов: проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность; - фазовая проницаемость для: воды, нефти, конденсата, газа; капиллярные свойства и пр.; - энергетические параметры: пластовое давление, температура, газонасыщенность и пр.; - геолого-технические характеристики околоскважинной зоны: продуктивность, приемистость, профиль притока, профиль приемистости, водонасыщенность (обводненность), газонасыщенность (загазованность); - физико-химические свойства пластовых флюидов: плотность; вязкость; фазовое состояние — насыщенность газом, нефтью и водой; давление насыщения; объемный коэффициент; структурно-механические свойства аномально-вязкой нефти; содержание смол, парафинов и асфальтенов; содержания серы и редких металлов; компонентный состав углеводородов; теплоемкость; теплопроводность, химическая активность, кислотность, полярность, содержание углекислого газа и сероводорода; - проектные показатели разработки: коэффициент извлечения углеводородов, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата воздействием на пласт по мощности, коэффициента охвата воздействием на пласт по площади; коэффициент охвата заводнением, коэффициент эксплуатации скважин. Bi зависимости от характеристик для эксплуатационных объектов определяются условия разработки: - система разработки: количество скважин, схема размещения скважин, плотность сетки скважин, соотношение нагнетательных и добывающих скважин, вид воздействия, схема воздействия, режим эксплуатации залежей эксплуатационного объекта, объем закачки воды по отношению к отбору жидкости; - способ эксплуатации скважин: фонтанный, насосный; - используемые методы повышения углеводородоотдачи (заводнение, гидродинамические, физико-химические, тепловые методы и пр.); - физико-химических свойства рабочих агентов: плотность; вязкость; объемный коэффициент; структурно-механические свойства; содержание твердых, жидких и газообразных углеводородов; концентрация водородных ионов воды; содержание гелеобразующих, кремнийорганических материалов, содержание азота, сероводорода и углекислого газа; содержание химреагентов — ПАВ, полимеры, кислоты, соли, основания, спирты, гликоли, кетоны, эфиры; содержания серы и- редких металлов; компонентный- состав; теплоемкость; теплопроводность, химическая активность, полярность.
Каждый эксплуатационный объект может разбуриваться самостоятельной сеткой скважин, которая должна обеспечить достаточно полную выработку нефти высокими темпами при наилучших технико-экономических показателях.
Для каждого месторождения, в зависимости от геологических условий и особенностей эксплуатации, составляется проект разработки, в строгом соответствии с которым добывается нефть, закачивается вода, бурятся новые скважины и приобщаются новые эксплуатационные объекты.
Исследования, проводимые с использованием автономных манометров
Таким образом, уменьшается вероятность отказа насоса в процессе проведения исследований. Кроме того, двухзонный автономный манометр ПОЗВОЛЯеТ ПРОИЗВОДИТЬ СИНХРОННЫЙ Замер ДИНаМИКИ ИЗМенеНИЯ: ДаВЛеНИЯ -В: лифте и в затрубном пространстве, что расширяет круг решаемых задач и повышает точность определения геолого-промысловых характеристик эксплуатационных объектов (ЭО) с учётом: возможных перетоков между затрубным пространством и НКТ. Ещё одним преимуществом такого исследования является использование бригады канатной техники вместо более дорогой бригады ПРЄ.
Автором было- проведено исследование сразу трёх пластов на нагнетательной; скважине №- 5564 Приобского месторождения со скважинной установкой для одновременно-раздельной? закачки (рисунок 2.6) Разработана методология этих работ. В Приложении А приведён отчёт по исследованию; По результатам- выполненных, исследований можно говорить о том, что рассмотренный способ получения КГЩ позволяет: 1. Ускорить процесс исследования скважины, вскрывающей несколько пластов как минимум w два- раза: (ВЇ зависимости от количества . пластов). 2. Сократить время простоя нагнетательного объекта. 3. Сократить затраты на проведение исследований (бригада канатной техники вместо ПРС). 4. Повысить точность исследований за счет.устранения влияния; на КПД внутрискважинных перетоков в начальный момент исследования. Осуществляется так же, как и измерение давления при работе скважины на нестационарном режиме. Если при использовании глубинного манометра или геофизических приборов эти исследования ограничены по времени, то для автономных манометров таких ограничений нет. При использовании автономного манометра в паре с регулирующим штуцером, также посаженным всоседнюю скважинную камеру, появляется возможность определения расхода (дебита1 жидкости для добывающих скважин или закачки воды для нагнетательных скважин) по перепаду давления на штуцере заданного диаметра.
Перечисленные выше технологии позволяют проводить исследование работы «скважины — пласта», и именно для этих целей создавался автономный манометр. Но кроме исследования работы, скважины и пласта автономный манометр хорошо справляется, с контролем состояния скважины и некоторых технологических процессов. телеметрической системы (ТМС)/ УЭЦН на. примере скважины 25949 Самотлорского месторождения Геофизические способы исследования- насосных скважин путём; спуска в затрубное пространство? аппаратуры, на геофизическом» кабеле; громоздки, требуют применения специальноюустьевой арматуры. и участия в г исследовании бригад капитального ремонта скважин. На сегодняшний; день забойное давление в; скважинах сУЭЦН определяется показаниями системы .телеметрии:
Для метрологической: проверки и определения корректности показаний ТМС в составе скважинной г установки спускают контейнер с глубинным манометром: Для извлечения!; этого контейнера приходится извлекать всю установку из скважины. Использование разработанной технологии с автономным манометром решает данную проблему и экономит средства на спуск и извлечение установки, так как манометр легко устанавливается и извлекается канатной техникой.
В процессе работы ТМС совместно с автономными приборами? были выявлены преимущества последних. Цифровые датчики; измеряющие давление в автономном манометре, имеют разрешение в 0,003 МПа и погрешность не более 0,5 % во всем диапазоне давлений, то есть они более, чем в 30 раз точнее ТМС. Кроме того, калибровка автономного манометра выполняется в собранном виде, что позволяет сервисным организациям проводить повторную калибровку перед спуском автономного манометра без вскрытия корпуса измерительного прибора.
Для автономного манометра есть возможность задавать большую дискретность замеров — 1 сек, в то время как для ТМС минимальная дискретность замера больше 1 мин.
В связи с тем, что автономный манометр устанавливается над приёмом ЭЦН, на его показания практически не оказывает влияния пластовый флюид, поступающий на приём насоса из пласта снизу, то есть пластовая вода при установившемся режиме и при незначительных пульсациях не может оказаться на уровне автономного манометра, а значит, и не может повлиять на диагностическую точность метода.
На рисунке 2.7 представлен график замера давления на приёме ЭЦН скважины № 25949 Самотлорского месторождения с помощью ТМС совместно с тарированным автономным глубинным манометром (AM) во время работы насоса и после его остановки для регистрации КВД. Как видно из графика, показания ТМС имеют значительную погрешность в сравнении с показаниями глубинного манометра.
Пример расчёта работы системы «эксплуатационный объект — добывающая скважина — установка ЭЦН» на основе физико-математического моделирования
Bv общем, случае исследуемая система представляет собой гидродинамическую совокупность, основных её элементов; с притоком! продукции? изгодного или нескольких эксплуатационных объектов, движением-продукции в. скважине,, в погружном; оборудовании и с выходом продукции; в» выкидной манифольд системы нефтегазосбора.
Для стабильной работы системы необходима согласованная, работа; всех составляющих её элементов; Очевидно,; что режим работав задаётся величиной забойного (пластового) давления и дебита конкретного эксплуатационного объекта.
Исследование осуществляется, моделированием5 работы системы с помощью программного комплекса «SGTWell», в основе которого лежит физико-математическая модель, основы которой изложены ниже, а также геолого-технические и технологические промысловые данные поскважинам, по эксплуатационным объектам (ЭО) и по свойствам продукции.
Рассмотрим процессы, происходящие в сйстеме и связанные, например, с изменением забойного давления (как наиболее часто применяемого на практике мероприятия, связанного с «оптимизацией» добычи нефти). Первый элемент исследуемой системы — пласт (призабойная зона скважины), закон работы которой представлен нелинейной индикаторной диаграммой (Рисунок 3.1).
Нелинейная индикаторная диаграмма скважины: 1 — Режим 1; 2 — Режим 2 Снижение забойного давления до величины Р3аб2 автоматически приводит к соответствующему увеличению дебита скважины до величины QCM2 (режим 2); при этом:
Понятно, что переход работы с режима 1 на режим 2, связан не только с увеличением дебита, но и с изменением характеристик работы всех других элементов (Рисунок 3.2).
В системе наступает переходный процесс, связанный с нестационарностью работы, который продолжается в течение определённого промежутка времени tnep = tx — t2 Переходный процесс характеризуется перераспределением давления во всех элементах системы: на приёме насоса, на выкиде насоса, на динамическом уровне, на устье в НКТ и затрубном пространстве. II1 QCM2 Режим QcM=/(tnep) QCMI Режим 1 / 1 1 1 і w U t2 t
Также переходный процесс характеризуется изменением режима работы погружного насоса. Время переходного процесса определяется временем реакции наиболее инерционного элемента системы — продуктивного пласта, зависит от скорости перераспределения давления (коэффициента пьезопроводности), составляя от нескольких часов до нескольких суток. Приближенная оценка этого времени может быть определена по следующей зависимости [60]:
За период времени tnep происходит перераспределение давления во всех элементах системы: в призабойной зоне, скважине, у приёма насоса, в насосе, в подъёмнике, а также в затрубном пространстве (в обоих элементах); при этом давление на устье остаётся неизменным, что определено системой нефтегазосбора.
На рисунке 3.3 графически представлены все изменения, произошедшие за период перехода одного стационарного режима работы системы (режим 7) на другой стационарный режим (режим 2). О И=Р _ Ру — давление на устье скважины, Ядин — динамический уровень в затрубном пространстве; Рпр — давление на приёме насоса; Ясп — глубина спуска ЭЦН; РВЬ1К — давление на выкиде из насоса; Рн — давление, создаваемое насосом; Яперф — середина интервала перфорации.
Распределение давления в интервале «приём насоса — интервал перфорации (забой)» — линия 1 — в зависимости от свойств продукции скважины; давления Р3абі соотнесённого с давлением насыщения нефти газом; полного или неполного выноса воды из этого интервала; Яперф и Ясп ; соотношения диаметра подъёмника Dn и диаметра эксплуатационной колонны Аж — может быть линейным или нелинейным.
Основная характеристика погружного центробежного насоса, работающего на режиме 7, также зависит от свойств откачиваемой продукции, от частоты вращения вала насоса и от давления на приёме насоса (коэффициента сепарации свободного газа).
На рисунке 3.4 представлены основные характеристики погружного насоса при работе на воде; при работе на режиме 1 — QCMl и Рн1; при работе на режиме 2 — QCM2 И ЛІ2- Следует отметить, что изменение забойного давления (пластового давления) с соответствующим изменением дебита скважины (подачи установки) приводит к изменению не только условий работы погружного агрегата (потребляемая мощность, КПД), но и самой характеристики погружного центробежного насоса. Это, в свою очередь, может потребовать.изменения самого погружного агрегата и пересмотра режима его работы (глубины спуска, типоразмера насоса и давления, необходимость применения газосепаратора и т.д.).
Поочерёдная закачка (ПЗ) и поочередная добыча (ПД) — как метод выработки запасов на поздней стадии разработки
Для каждого эксплуатационного объекта определяют его геолого-промысловые характеристики и при необходимости изменяют их. Определяют наличие заколонных перетоков между эксплуатационными объектами и негерметичность эксплуатационной колонны. Затем подбирают технические параметры каждой совокупности соответствующей эксплуатационному объекту.
Перед посадкой- пакеров с целью- предотвращения попадания. уплотнительных элементов в полости муфтовых соединенийізксплуатационной колонны производится их позиционирование по» данным магнитного локатора муфт (МЛМ) и гамма-каротажа (ГК).
Перечисленные в Главе 1 способы и установки имеют ограниченную область применения, в частности, не предусматривают учёт дебита каждого из эксплуатационных объектов с возможностью регулирования с поверхности одного из объектов при исследовании параметров другого объекта.
Исследуют и регулируют режимы работы скважины и эксплуатационного объекта путем изменения- его геолого-промысловых характеристик и технических параметров, соответствующих ему или другим объектам эксплуатационных совокупностей, и технико-технологическим параметрам-скважинной установки. Повторяют этот процесс до достижения оптимального (рационального) режима, обеспечивающего наибольшую для установленного режима добычу углеводородов или соответствующего максимальной углеводородоотдаче:
Технология ОРРНЭО предполагает раздельно учитывать продукцию при исследовании скважины, а также уточнять правильность (эффективность) размещения нагнетательных и добывающих скважин и обоснование целесообразности бурения новых скважин.
Известные способы- разобщения пластов, не; позволяют гарантированно разобщить эксплуатационные объекты, обладают низкой надежностью, прежде всего, из-за невозможности последовательной установки и проверки герметичности пакеров; разделяющих эксплуатационные объекты и не позволяют оперативно изменять технологические режимы путем смены регуляторовїрасхода. Многопакерныескважинные установки,не позволяли при низких пластовых давлениях определять герметичность посадки: пакера; под пластом (негерметичным участком или? нерабочим? интервалом! перфорации), поскольку пласты интенсивно поглощают жидкость пршопрессовке пакера:
Использование надежного оборудования, опробованного при газлифтной эксплуатации скважин и обеспечивающего высокую герметичность даже при потоке газа под давлением более 20 МПа, позволяет достичь требуемой герметичности и надёжности скважинных установок для ОРЗ и ОРД:
Элементы скважинной установки для ОРРНЭО выполняются в зависимости от, геолого-промысловых характеристик соответствующих эксплуатационных объектов:
С учетом прогнозируемых технологических режимов (например, рассчитанных с помощью физико-математической модели см. Главу 3), для каждого эксплуатационного объекта и для скважины в целом, подбирают компоновку с индивидуальными техническими; параметрами каждой секции оборудования; соответствующей эксплуатационному объекту.
Под техническими параметрами секции, прежде всего, понимается: - диаметр и длина труб в секции; - количество и тишскважинных камер; - количествоіклапанов; "- типоразмер клапана: тип; диаметр седла; давление зарядки; наличие или отсутствие- обратного клапана; количество штуцеров, диаметр штуцера; количество проходных каналовипрі; - наличие измерительных приборов, (автономных или; с системой телеметрии), их типихарактеристика; . . - коррозионная стойкость, материаловоборудования секции; - тип и характеристики, пакера для; разделения эксплуатационных объектов; - тип и характеристики разъединителя колонны для разделения секций. Секции могут быть установлены последовательно друг за другом, связаны- или разъединены между собой; могут быть; установлены в отдельных ветвях разветвленной скважины; что» позволяет для каждой индивидуальной скважины, в том числе ИІ ДЛЯ горизонтальной скважины и скважины с несколькими стволами, подобрать оптимальную конфигурацию скважинной компоновки. Колонна труб может быть выполнена с постоянным или переменным сечением; что позволяет оптимизировать (минимизировать) энергетические затраты или максимизировать суммарный дебит скважины, снизить металлоёмкость скважинной установки. 1) Скважинные камеры (мандрели) Предназначены для установки сменного оборудования (регуляторов расхода, регуляторов давления, глухих пробок, глубинных приборов (автономных манометров)). Использование скважинных камер, позволяет заменять регулирующие и исследовательские устройства с помощью канатной техники в любой последовательности и по всей глубине скважинной установки. Наличие скважинной камеры над и под пакером позволяет стравливать давление при демонтаже пакера. Все пакеры, используемые в скважинных установках ОРРНЭО, имеют диаметр внутреннего проходного отверстия достаточный для прохода канатных инструментов.
Расположение регуляторов в скважинной камере предупреждает их засыпание песком и позволяет сменить их в любое время с помощью канатной техники по всей длине установки, тем самым адаптировать режим работы скважинной установки под рабочие характеристики эксплуатационных объектов. Регулятор расхода выполняется в виде съемного устройства двухстороннего действия, обеспечивающего противоположное направление потока, что позволяет улучшить регулировочные характеристики регулятора при ограниченных габаритах,, в частности, — увеличить расход добываемой продукции, или расход нагнетаемого рабочего агента при фиксированном перепаде давления.
