Содержание к диссертации
Введение
1. Совершенствование методов подбора насосного оборудования и выбора рациональных геолого-технологических мероприятий при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений 7
2. Расчет забойных давлений 12
3. Испытание скважин на восстановление давления 27
3.1 Общие сведения 27
3.2 Идеальный процесс восстановление давления 28
3.3 Реальные кривые восстановления давления 34
3.4 Отклонения от допущений, принятых в теории идеального исследования скважин 38
3.5 Качественная оценка полученных промысловых данных испытаний 42
3.6 Продолжительность послеприточного эффекта . 46
3.7 Определение проницаемости 54
3.8 Загрязнение и активизации ПЗП 58
4. Анализ процессов фильтрации на основе моделирования 64
4.1. Численные методы интерпретации результатов исследования скважин 64
4.2 Совершенствование методов проведения и интерпретации ГДИ при выборе рациональных ГТМ 67
4.3 Применение ГДИ при подборе глубинных насосов 97
5. Выбор технических средств и эффективных геолого-технологических мероприятий для интенси фикации добычи нефти 112
5.1 Разработка технических и технологических средств для улучшения работы глубиннонасосного оборудования 112
5.1.1 Очистка скважины от газожидкостной смеси 112
5.1.2 Совершенствование конструкций штанговых глубинных насосов 115
5.1.3 Клапан скважинный для глубинно-насосного оборудования.. 116
5.1.4 Усовершенствование элементов скважинного оборудования.. 118
5.2 Выбор эффективных геолого-технологических мероприятий для интенсификации добычи нефти 120
5.2.1 Разработка информационной системы по ГТМ 120
5.2.2 Типовые характеристики работы скважин в течение длительного периода эксплуатации 123
5.2.3 Разработка методов выбора эффективных ГТМ. 133
5.3 Применение горизонтальных скважин для интенсификации добычи нефти 139
Основные выводы и рекомендации 154
Список использованных источников 155
- Идеальный процесс восстановление давления
- Продолжительность послеприточного эффекта
- Совершенствование методов проведения и интерпретации ГДИ при выборе рациональных ГТМ
- Выбор эффективных геолого-технологических мероприятий для интенсификации добычи нефти
Введение к работе
Актуальность работы
На позднем этапе разработки месторождений нефти и газа, характеризующимся высокой обводненностью скважин, неравномерностью выработки запасов, качество выбора рациональных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) для стабилизации добычи нефти и газа становится весьма важным.
Одним из главных факторов выбора рациональных ГТМ является достоверность и полнота информации о разработке месторождений и проведенных на них мероприятиях.
Самые крупные месторождения в Тюменской области находятся на третьей стадии разработки с существенным снижением уровней добычи нефти, уменьшением дебитов скважин, увеличением фонда скважин, требующих проведения текущих и капитальных ремонтов.
Остаточные запасы сосредоточены в слабоактивных зонах низкопроницаемых пластов, а также в слабонасыщенных и высокообводненных зонах.
Одним из ключевых вопросов стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки является правильный подбор насосного оборудования. Как показывают прямые замеры забойных давлений при работе скважин с УЭЦН, ошибки в определении забойных давлений путем оценочных пересчетов столба уровня жидкости в скважине на удельный вес газоводонефтяной смеси (как это делается на практике) приводит к значительным ошибкам. Эти отклонения в значениях давлений расчетных и замеренных достигают 50 и более атмосфер. Ясно, что при этом возникают ошибки и в расчетах депрессий на пласт и в конечном счете, неверному подбору установок для добычи нефти.
Решение рассматриваемых проблем требует глубокого изучения процессов извлечения нефти, что возможно только на основе компьютерной обработки материалов.
Серьезнейшей задачей является задача рационального применения глубинных насосных установок. Изучение научно-технической литературы, посвященной этому вопросу показало, что по существу нет каких-либо
5 содержательных исследований по применению УЭЦН с непосредственным изучением их работы в скважинных условиях.
Для проведения глубокого анализа результативности применяемых методов воздействий на ПЗП и пласт и выявления наиболее эффективных из них необходимо иметь содержательную информацию по "истории" разработки месторождения. Очевидно, необходимо разработать специальную систему представления информации о проведенных ГТМ.
Следует рассматривать как массово применяемые относительно простые мероприятия, которые направлены на очистку ствола скважины, ремонта скважины и подземного оборудования, восстановление проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и другие, так и сложные затратные работы, такие как ГРП, зарезки вторых стволов и бурение скважин с горизонтальным окончанием.
Основным средством, объясняющим состояние выбранных участков для реализации сложных мероприятий, является наличие разнообразных карт визуализации структуры пласта, динамики работы скважин, изменения продуктивности и гидропроводности пласта, изменения давлений и других карт. Закономерности выработки запасов определяются именно в результате комплексного анализа таких карт разработки.
Цель работы. Оптимизация технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт.
Задачи исследования
1. Обоснование забойных давлений и депрессий на пласт при подборе
глубинных насосных установок.
Совершенствование методов ГДИ, направленных на выбор рациональных ГТМ.
Исследование условий работы УЭЦН на основе замера давлений на приеме насоса и определение рациональных режимов эксплуатации насосных установок.
Разработка технических и технологических средств для повышения эффективности механизированной добычи нефти.
Совершенствование информационных баз данных по применяемым ГТМ в процессе разработки нефтяных месторождений и выбор на их основе рациональных ГТМ.
Применение методов оценки состояния разработки нефтяных месторождений для прогноза работы горизонтальных скважин.
Практическая ценность
Разработана методика итерационного расчета забойных давлений по данным замера динамических уровней жидкости в скважине.
Усовершенствован метод численной интерпретации результатов ГДИ, обеспечивающий выявление основных характеристик работы скважины и пласта и выбор рациональных ГТМ.
Разработанный новый метод изучения работы глубинно-насосных установок на основе замера давлений на приеме насоса.
Разработан на уровне изобретений (9 авторских свидетельств и патентов) ряд технических и технологических средств для повышения эффективности добычи нефти.
Для оперативного изучения активности выработки запасов на отдельных участках пласта разработана система, включающая построение карт разработки с нанесением на них информации о динамике работы скважин, их геофизической характеристике, проведенных ГТМ, данных об изменении давления и других сведений, характеризующих их работу.
Разработана информационная система, обеспечивающая непрерывную передачу и накопление в информационном центре нефтяной компании данных о проводимых ГТМ, формирование содержательной базы данных по мероприятиям и оценку их эффективности.
Выявлены тенденции и перспективы развития разнообразных методов ГТМ для месторождений, вступающих на позднюю стадию разработки: показано, что наиболее перспективными являются методы воздействия на пласт путем гидроразрыва, зарезки вторых стволов, а также применения различных методов регулирования потоков в пласте.
Идеальный процесс восстановление давления
Под идеальным испытанием следует понимать процесс исследования пласта, который происходит в однородном, изотропном, бесконечном по протяженности пласте, насыщенном слабо сжимаемой однофазной жидкостью с постоянными физическими характеристиками. Загрязнение или активизация скважины представляется в виде «скина» на стенке скважины нулевой толщины. После остановки скважины приток жидкости в нее прекращается мгновенно. Ни одно из реально проведенных исследований на восстановление давления не удовлетворяет полностью сделанному допущению, но доказано, что разработанный метод анализа фактических КВД, основанный на сделанном допущении, позволяет сделать реалистическое заключение о свойствах пласта.
Допустим, что:
1) скважина эксплуатируется в бесконечном пласте (вообще говоря, пласт можно представить как бесконечный и в том случае, когда за время работы скважины радиус исследования еще не достиг границ пласта, если они имеются в нем);
2) пласт и насыщающие его флюиды имеют неизменные свойства и поэтому возможно применение как М-функции, так и ее логарифмической аппроксимации;
3) применима аппроксимация Хорнера для псевдо продуктивного времени.
Если скважина работала с постоянным дебитом q в течение времени tn и если после остановки будем отсчитывать время закрытия скважины как At, то на основе принципа суперпозиции (рисунок 3.1), найдем следующее уравнение для восстановления давления:
Вид уравнения (3.1) показывает, что давление после остановки скважины Рс линейно зависит от функции lg[( tn+At)/ At]. То есть, кривая восстановления давления, перестроенная в полулогарифмических координатах, будет представлять собой прямую с наклоном
Обычно в анализе результатов исследования принимается во внимание положительное значение угла наклона прямой, то есть:
Таким образом, проницаемость пласта может быть определена путем определения угла наклона КВД, перестроенной в полулогарифмических координатах, - і. В добавок, если экстраполировать прямую до значения бесконечного времени закрытого периода (то есть, когда lgf(t„+At)/AtJ=\), то давление, соответствующее этому времени закрытия скважины, будет равно начальному пластовому давлению - Рт.
На практике удобнее график в полулогарифмических координатах строить слева направо с убыванием значений lg[( tn+At)/ At], как это показано на рисунок 3.2.
Рисунок 3.2 - Построение графика КВД для расчета параметров пласта
Наклон прямой на расчетном графике определяется простым нахождением разности давлений между двумя любыми точками прямой цикла (то есть 10-кратного изменения уменьшения параметра lg[( tn+At)/ At]).
Можно также рассчитать скин-фактор s по данным, соответствующим идеальному процессу восстановления давления. В момент закрытия скважины давление на забое равно
В закрытом периоде при времени At давление на забое равно Рсз =Ли_ 0.183 lg - сз kh B At
Обычной практикой в нефтепромысловом деле является расчет скин-фактора при фиксированном значении времени закрытого периода Аґ, равном 1 часу (хотя и любые другие значения времени закрытого периода могли бы быть взяты в расчет) и соответствующему этому времени давлению - Річас. Давление Рыас определяется по данным построенного прямолинейного участка или на продолжении этого участка (экстраполяции прямой в ту или другую сторону). Обычно также принимается значение lg[(t„+At)/At] ничтожно малым и им пренебрегают при расчетах. С учетом таких упрощений получается следующая формула для расчета скин-фактора:
Снова заметим, что наклон / принят положительным в нашем анализе.
В целом можно сделать заключение, что при идеальной кривой восстановления давления можно определить проницаемость пласта ( по рассчитанному наклону прямой / на рабочем графике), начальное пластовое давление и скин-фактор, который характеризует загрязнение пласта или его активизацию.
Продолжительность послеприточного эффекта
Выше обозначено несколько проблем, связанных с влиянием послеприточного эффекта на КВД. Эти проблемы сводятся к:
1) определению начала СУИ, что связано с большими трудностями;
2) определению общей протяженности СУИ, определяемой относительно продолжительным периодом послеприточного эффекта, с одной стороны, и относительно ранним проявлением границ пласта отклонения, искривляющих КВД в конце СУИ;
3) получение ряда прямолинейных участков, каждый из которых может быть ошибочно принят за СУИ.
4) Заметим также, что выделение СУИ более правомерно при построении графиков Хорнера (в координатах Рс - lg[( tn+At)/ At] ), так как наклонная прямая на таком графике позволяет определить проницаемость, скин-эффекет и статическое давление в зоне дренирования. Совершенно ясно, что необходимость иметь методы определения степени искажающего влияния послепритока на КВД.
Характерным видом искаженной влиянием послеприточного эффекта КВД является ее S-образная форма, как это показано на рисунке 3.10.
В некоторых испытаниях отдельные участки S-образной КВД могут быть неправильно отнесены к НУИ, СУИ или ПУИ. Например, если КВД ограничена записью участков только до времени, соответствующего точке В на графике Хорнера, то последняя часть КВД, обозначенная на приведенном графике как СУИ (рисунок ЗЛО), отсутствует. В этом случае участок А-В может быть принят за участок СУИ, а предшествующая часть КВД -проинтерпретирована как КВД, записанная в условиях отсутствия послепритока. Поэтому ключом к разгадке принадлежности участка А-В является критерий наличия послепритока. Log-log графики изменения функции давления Рсв-Рсп (Рев - давление в период восстановления давления, Рсп - давление в конце периода отбора жидкости из пласта) от времени восстановления давления At являются диагностическими кривыми для оценки длительности действия послеприточного эффекта.
Эталонные кривые на рисунке 3.11, построены на основе решения уравнения восстановления давления после длительной отработки скважины с постоянным дебитом, когда во время восстановления давления действовал эффект накопления жидкости в трубах (емкостный эффект).
Отметим, что на графиках на рисунке 3.11 Рб - безразмерное давление - определяется как
где Рсв - давление в скважине в закрытом периоде испытания;
Рсп - давление в скважине перед ее остановкой для записи KB Д.
Безразмерное время и безразмерная емкость определены также для условий постоянного дебита при притоке и определяются соответственно
- емкость скважины при заполнении ее (при низком динамическом уровне) поступающим флюидом, F - площадь сечения внутренней полости скважины (или затрубного пространства), у - удельный вес поступающего флюида;
c = ce = pV (3.11)
- емкость заполненной жидкостью скважины (или подпакерной зоны) объемом V, связанная со сжатием жидкости в скважине в результате продолжающего поступления пластового флюида после перекрытия притока, /? - сжимаемость.
В [5] определено, что
At„=At/(l+At/t„) . (3.12)
Как отмечалось в первой части книги, искажение кривой давления (в случае КВД - действие послеприточного эффекта) прекращается при времени, когда кривые для С фО и для CQ=0 совпадают. Начальная часть КВД - линия с единичным наклоном (45 линия) имеет место при больших значениях Q и S. То есть - линия с единичным наклоном на графике КВД имеет вид такой же, как и линия с единичным наклоном на графике снижения давления, при пуске скважины в работу. Таким образом, если на графике КВД присутствует линия с единичным наклоном, то послеприточное влияние закончится после того, как начнется отклонение КВД от начальной наклонной (единичной) прямой через полцикла восстановления давления. В то же время еще раз отметим, что независимо от того, есть у нас при обработке конкретной КВД послеприток или его нет, в конечном итоге участки КВД будут соответствовать решениям Рамея и будут иметь одинаковый вид независимо, присутствовал ли послеприток или отсутствовал.
Совершенствование методов проведения и интерпретации ГДИ при выборе рациональных ГТМ
При качественном и целенаправленном применении ГДИ на эксплуатируемых месторождениях появляются важные сведения и о работе скважин и о выработке запасов на месторождении и отдельных его участках и, в конечном счете, появляется возможность выбрать наиболее перспективные методы воздействия на пласт, подобрать необходимое подземное оборудование и определить оптимальный режим его работы.
Однако, применяемые в настоящее время методы ГДИ в основном ориентированы на получение минимума информации о пластах, получении конечного участка КВД непродолжительной длины, по которому оценивается проницаемость за пределами призабойной зоны пласта.
В то же время, на опыте применения ГДИ в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» с использованием манометров с записью информации на магнитные носители, где продолжительность замеров не ограничивается несколькими часами (замеры проводятся в течение нескольких суток, иногда -нескольких недель), покажем возможность получения весьма ценной информации о работе пласта на удаленных участках, о конфигурации (геометрии пласта), наличии изменения его коллекторских свойств и т. д.
Выполненные ниже исследования возможностей применения новых высоко прецизионных манометров с запись продолжительно протекающих процессов свидетельствуют о возможности получения содержательной, значимой информации о физических свойствах и поведении пласта.
В ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» разработан регламент, определяющий всю технологическую цепочку от проведения скважинных испытаний, обработки полученных материалов, хранения, и документирования материалов интерпретации до их системного анализа и применения на этапе геомоделирования. Для целого ряда нефтяных месторождений получены кондиционные к данные о фильтрационно-емкостных параметрах и энергетическом состоянии эксплуатируемых пластов. Это способствовало существенно повысить качество построения гидродинамических моделей и подготовки проектных документов. Основной задачей исследования скважин является получение качественной информации о фильтрационо-емкостных свойствах пласта, как в процессе бурения скважины, так и изучение их изменения при дальнейшей эксплуатации, установление основных закономерностей распределения і фильтрационных свойств, наличие или отсутствие гидродинамической связи в резервуаре, с последующим всесторонним анализом имеющегося материала. Все ГДИ подразделены на базовые и экспресс исследования [42]. Экспресс-исследования проводятся в большинстве скважин эксплуатационного фонда по упрощенным технологиям с целью приближенной оценки фильтрационных параметров пласта и изучения динамики их изменения во времени. Базовые ГДИ проводятся в скважинах либо по специальным программам, либо согласно программе плановых исследований скважин эксплуатационного фонда с использованием апробированных технологий, позволяющих уверенно определять параметры как удаленной, так и ближней зоны пласта. Дополнительной задачей базовых ГДИ также является оценка параметров и размеров трещин после выполнения ГРП, определение эффективности других геолого-технических мероприятий, оценка вертикальной анизотропии пласта и так далее. Объекты базовых исследований выбираются исходя из следующих условий: информация об исследуемом пласте (участке пласта) должна быть опорной для понимания геологического строения и оценки л гидродинамического состояния залежи. Объекты исследований должны быть равномерно распределены по площади, удовлетворять требованиям РД 153-39.0-109-01 по охвату исследований. В результате базовых исследований решают следующие задачи: уточнение і геологического строения, размера резервуара (область дренирования), наличия границ, неоднородностей пласта. Качественно изучаются и оцениваются фильтрационные параметры дальней зоны пласта (гидропроводности, подвижности, пьезопроводности, проницаемости и др.). С высокой степенью достоверности производится оценка текущего пластового давления, определяется полный набор гидродинамических параметров (включая величину скин-фактора), характеризующих радиальную неоднородность и совершенство вскрытия пласта. Базовые исследования в первую очередь нацелены на изучение начального (не нарушенного эксплуатацией) состояния пласта и определения фильтрационных свойств наполняющего его флюида.
В качестве объектов для базовых исследований обязательно используют разведочные и часть находящихся в бурении эксплуатационных скважин, где исследования выполняются непосредственно после бурения, так и в процессе освоения в обсаженной колонной скважине. Для этой цели применяют испытатели пластов на трубах.
Выбор эффективных геолого-технологических мероприятий для интенсификации добычи нефти
Анализ результатов проведенных ГТМ на месторождениях и определение наиболее эффективных методов воздействия на пласт является совершенно необходимым этапом при ежемесячном планировании ГТМ, при составлении текущих и долгосрочных программ интенсификации добьии нефти в нефтяных компаниях.
Следует отметить, что при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин часто проводится не один какой-то конкретный метод воздействия на пласт, а осуществляется несколько различных методов (таких, например как перфорация, соляно-кислотная обработка, зарезка второго ствола и пр.). В ряде случаев скважину не удается сразу освоить после выполнения основной операции, например, ликвидации аварии (обрыв кабеля, секции ЭЦН и т.д.) - и тогда применяют последовательно несколько методов интенсификации.
Необходимо учитывать все мероприятия, проведенные на скважине при КРС и определить долю «участия» каждого мероприятия в конечном «эффекте». КРС из 6 и более операций выполняются в 20-30 % скважин. Встречаются КРС с числом операций до 25 -30. Это связано с тем, что как фонд скважин требует со временем все больших затрат для поддержания его в работоспособном состоянии и необходимость обеспечения максимальной выработки пластов требует увеличения затрат на ремонт скважин и интенсификацию притоков.
Очевидно необходимо таким образом формировать информационную базу данных, чтобы в ней оказались фактически выполненные операции на скважинах, учтены реальные затраты на проведенные мероприятия на скважинах, сроки и состав выполняемых работ. Поэтому были разработана новая структура информационной базы данных по КРС и в целом по проведенным ГТМ (таблица 5.1).
В таблице 5.1 наименьшей по объему выполненной работы представлен как «элемент операций» - то есть технологический прием, отличающийся каким-то ключевым признаком (например, ГЛШ - глушение скважины). Другие шифры в таблице 5.1: СП - это спуск оборудования; РЕЖ - выполнение операции; ПД -подъем оборудования и так далее. Одинаковые по назначению элементы операций объединены в «операции». Затем операции объединяются в «виды операций» (колонка "вид операций"). Далее идут «технологии» и «назначения скважин».
Принятая система записей в базе данных позволяет описывать любые сложные работы, которые в актах на проведенные КРС представлены в виде нескольких страниц текста, теперь в виде простой формулы ремонта, представляющей собой сумму тех составляющих работы, которые шифруются в виде представленных в таблице 5.1 кодов.
Известные способы оценки эффективности ГТМ в основном базируются на сравнении результатов работы скважины до ГТМ (в течение нескольких месяцев) и после ГТМ (также в течение нескольких месяцев).
Однако, поскольку за весь период времени работы скважины до ГТМ на ней проводилось множество самых различных мероприятий . и ее история богата самыми разнообразными событиями, то какое-то отдельное мероприятие не может быть рассмотрено формальным сравнением дебита до и после проведенного мероприятия.
В приведенном ниже анализе рассмотрен новый подход в оценке и планировании мероприятий по интенсификации скважин и восстановления их работоспособности, основанный на изучении всей истории их работы.
124 При изучении режима работы скважин в течение всего периода их эксплуатации можно обнаружить определенные закономерности, позволяющие выявить более точные ожидаемые характеристики результативности намечаемых ГТМ.
Выполненный таким путем анализ множества графиков добычи нефти по различным месторождениям позволил выявить основные разновидности поведения скважин после КРС.
На рисунках 5.6 - 5.17 приведены типовые графики месячной и накопленной добычи жидкости (нефти) для ряда скважин Муравленковского месторождения.
После пуска в эксплуатацию в течение 3-х лет скв. № 496 работала с дебитом 10 т/сут (рисунок 5.6).
Пласт имел высокую проницаемость (более 60 мД) и, как показали гидродинамические исследования, был сильно поврежден (скин-эффект -S=6), решили активизировать пласт. После длительного простоя выполнили ВЦ - восстановление циркуляции - 30.06-10.07.93 года. Затем выполнили комплекс работ по интенсификации пласта - 31.08-17.09.93 года: ДСКВ -ДЕПР(З) - ПГИ - солянокислотная ванна с замерами КВУ и проведением ПГИ. Перед пуском скважины в эксплуатацию 29.09-27.10.93 выполнили комплекс исследований ГДИ и ПГИ. После освоения скважины она стала работать с производительностью в 3 раза выше, чем до ремонта: дебит увеличился до 30 т/сут и скважина стала устойчиво работать на этом режиме.
В данном примере удалось относительно простым способом существенно повысить производительность скважины.
