Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ особенностей работы горизонтальных скважин при механизированной эксплутации и постановка задач исследований 13
1.1 Анализ литературных источников посвященных определению производительности горизонтальных скважин 13
1.2 Оценка моделей определения дебита горизонтальных скважин 23
1.3 Анализ гидродинамических исследований горизонтальных скважин 29
1.3.1 Определение «работающей» длины горизонтальных скважин по результатам наземных исследований 30
1.3.2 Газодинамические исследования наклонно-горизонтальных скважин 38
1.3.3 Исследования горизонтальных скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации 42
1.4 Анализ осложнений при механизированном способе добычи нефти в наклонно-направленных скважинах 51
1.5 Основные задачи исследований 53
2 Разработка методики расчёта профиля притока (приёмистости) и распределения давления по длине горизонтального ствола скважины 54
2.1 Задача о притоке (оттоке) жидкости к бесконечной горизонтальной перфорированной трубе 54
2.1.1 Аналитическое исследование движения жидкости в цилиндрической трубе с периферийным вводом 55
2.1.2 Приближённый метод нахождения аналитической зависимости дебита от длины горизонтальной скважины 58
2.1.3 Течение со слиянием потоков или разделением потока 60
2.1.4 Экспериментальное нахождение предельной «работающей» длины горизонтальной перфорированной трубы 64
2.1.5 Приближённое решение задачи о распределении расхода и давления в горизонтальной перфорированной трубе 66
2.1.6 Анализ результатов проведённых экспериментов 69
2.2 Нахождение зависимости производительности ГС от длины её горизонтального участка 70
2.3 Выводы к главе 2 78
3 Разработка технологии, учитывающей особенности эксплуатации горизонтальных скважин механизированным способом 80
3.1 Совершенствование механизированной эксплуатации наклонно направленных скважин 80
3.1.1 Оптимальный профиль ствола наклонно направленной скважины 80
3.1.2 Перспективная техника и технология для эксплуатации наклонно направленных скважин 81
3.2 Разработка установки для освоения, исследования и эксплуатации скважин струйными насосами на колонне сдвоенных труб 83
3.3 Разработка технологической схемы мини-станции на 1-4 скважины, эксплуатируемые струйными насосами 87
3.4 Анализ результатов внедрения установок беспакерных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом 91
3.5 Оптимизация технологии бсспакерной компоновки гидроструйного насоса для эксплуатации горизонтальных скважин 95
3.6 Разработка методики расчёта размещения гидроструйного насоса в горизонтальной скважине 96
3.7 Выводы к главе 3 99
Основные выводы и рекомендации 102
Список использованных источников 104
- Оценка моделей определения дебита горизонтальных скважин
- Задача о притоке (оттоке) жидкости к бесконечной горизонтальной перфорированной трубе
- Совершенствование механизированной эксплуатации наклонно направленных скважин
- Разработка методики расчёта размещения гидроструйного насоса в горизонтальной скважине
Введение к работе
Интенсификация разработки нефтяных месторождений может вестись по двум основным направлениям:
повышение градиента давления в пласте при помощи наиболее интенсивных методов поддержания пластового давления, повышения давления нагнетания и снижения забойных давлений;
снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Наряду с такими способами, как гидравлический разрыв пласта и различные физико-химические методы обработки призабойных зон, метод снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах скважин путём бурения с повышенной поверхностью вскрытия продуктивного пласта имеет большие возможности. К таким скважинам могут быть отнесены горизонтальные, наклонные и многозабойные. Благодаря увеличению поверхности фильтрации забоев в горизонтальных многозабойных скважинах, для получения с того или иного месторождения заданного уровня добычи при прочих равных условиях таких скважин потребуется меньше, чем обычных вертикальных. При условии развития техники бурения наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин до уровня, обеспечивающего сравнительно небольшое повышение их стоимости по сравнению с вертикальными, применение наклонного и горизонтального бурения для разработки нефтяных месторождений может дать большой экономический эффект.
Применение горизонтальных скважин (ГС) позволяет снизить плотность сетки скважин, вскрывать отдельные изолированные пропластки, а на этапе доразработки месторождения проводить скважины между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин, использовать ГС в качестве нагнетательных для регулирования профиля
нагнетания. Новые возможности появляются и при вторичных методах добычи, включая современные методы обработки призабойной зоны, тепловые методы на пласт, восстановление бездействующего фонда скважин бурением дополнительных горизонтальных стволов.
Все указанные возможные направления применения ГС, связанные с достоинствами горизонтального бурения, освещены во многих публикациях отечественных и зарубежных специалистов. Однако, среди них, в основном, решаются задачи, связанные с изменением дренажной системы коллекторов, повышением качества вскрытия продуктивной толщи, увеличением поверхности контакта скважины с породой, с вопросами расстановки фильтров. Главному же вопросу исследования влияния геометрических параметров ствола на продуктивность ГС в зависимости от геолого-физических характеристик пластов уделяется значительно меньше внимания. Существующие теоретические основы проектирования длины горизонтальной скважины во многом расходятся с реальными данными.
Так же необходимо отметить, что механизированная эксплуатация наклонно-горизонтальных скважин, с помощью скваженных штанговых насосных установок (СШНУ) снижает межремонтный период (МРП) по сравнению с вертикальными скважинами.
На сегодняшний день исследования в области гидродинамики горизонтальных скважин остаются актуальными, поскольку известные методики расчёта непригодны для определения параметров горизонтальных скважин в неоднородных многослойных пластах, либо требуют значительного математического аппарата. При проектировании длины горизонтального участка в большинстве случаев опираются на гидродинамические исследования (ГДИ) уже пробуренных скважин на подобных месторождениях. Наряду с исследованиями гидродинамики
ГС существует необходимость создания новой технологии механизированной эксплуатации ГС, учитывающей существующие осложнения и позволяющей увеличить МРП.
Анализ накопленного материала по гидродинамике ГС как теоретического, так и опытно-промышленного показал, что для выявления особенностей работы горизонтальных скважин и разработки нового способа механизированной эксплуатации ГС необходимо выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых экспериментов.
Целью настоящей диссертационной работы является выявление особенностей работы горизонтальных скважин при их механизированной эксплуатации, и создание технологии, исключающей существующие осложнения и позволяющей рационально использовать горизонтальный ствол скважины.
Оценка моделей определения дебита горизонтальных скважин
В работе [20] дается вывод формулы притока для горизонтальной скважины (на основе теории ньютонова потенциала и асимптотических разложений) в зависимости от геометрических параметров системы «скважина + пласт» (зона, дренируемая горизонтальной скважиной представляет собой слой усечённого параллельными плоскостями шара, показанная нарис. 1.3г):Как видно из рисунков, модели Ю.П. Борисова, S.D. Joshi, G.I. Renard и В.Г. Гиригулецкого при одинаковых условиях совпадают по всем графикам. В то же время, из рис. 1.4 видно, что модель притока (1.18) дает существенную линейную зависимость дебита скважины от её длины, а остальные модели - логарифмические (выполаживающиеся) зависимости.
Приведенные выше формулы (1.19) - (1.23), несомненно, представляют большой интерес и могут быть использованы при исследовании горизонтальных скважин. Однако приведенные выражения имеют существенный недостаток - они не учитывают изменение давления по длине горизонтальной скважины.
Все методики расчёта, имеющие в своей основе постоянное давление по длине горизонтального ствола, как будет показано далее, очень ограничены по применению при расчетах оптимальных, продуцирующих по всей длине, конструкций ГС.
Анализ гидродинамических исследований горизонтальных скважин
Согласно формулам отношение продуктивности ГС к продуктивности ВС может достигать 3-10, фактическое соотношение гораздо меньше. Различие коэффициентов продуктивности скважин в начальный период эксплуатации не превышает 2-3, а с течением времени снижается, их отношение уменьшается.
Задачи ГДИ можно выделить в две основные группы:
Группа А (скважина с ГС пробурена и освоена):
1) определение потенциальной продуктивности скважины с ГС для планирования ГТМ (когда скважина не обеспечила планируемой успешности);
2) контроль качества работ по интенсификации добычи (оценка эффективности очистки призабойной зоны, воздействия на удаленную зону пласта);
3) определение геометрии фильтрационных потоков в пласте, вскрытом скважиной с ГС, для определения размеров зон дренирования скважины и удельных запасов на скважину.
Группа Б (скважина с ГС планируется к проводке и проектируется ее профиль):
1) проектирование длины горизонтального участка;
2) проектирование профиля горизонтального участка и числа проходимых им прослоев (для неоднородных по вертикали и тонкослоистых пластов);
3) оценка области и объема вскрытия горизонтальным стволом для определения направления ГС по отношению к соседним забоям (вовлечение в разработку недренируемых запасов). Решение задач 1 и 2 из группы А связано с определением скин-фактора в ГС и его изменением, а задачи 3 из группы А и 1 - 3 из группы Б - с определением или перспективной оценкой (для проектирования) работающей длины ствола, т.е. длины, которая реально обеспечивает приток пластового флюида.
Задача о притоке (оттоке) жидкости к бесконечной горизонтальной перфорированной трубе
Для качественного изучения влияния притока (оттока) жидкости через круглые или прямоугольные поперечные отверстия на динамику движения жидкости и струй внутри горизонтальной перфорированной трубы была создана экспериментальная установка представленная на рисунке 2.1.
Из напорного бака по патрубку 9 вода поступает во вспомогательные ёмкости 1, между которыми расположена трубка 2 диаметром 30 мм и длиной 140 см. По длине трубки 2 на равных расстояниях впаяны по периметру по три трубочки 4 диаметром по 3 мм. Эти трубочки соединены с помощью резиновых шлангов 5 с тремя баллонами 6, залитыми цветной жидкостью. На выходе из баллонов установлены автоматические краны 8, которые могут одновременно открываться при включении устройства 7. Отработанная жидкость по трубе 10 отводится в амбар.
Трубка 2 разрезанная и соединяется с помощью муфт 11, которые позволяют поворачивать среднюю часть трубки. На шлангах 5 предусмотрены тройники, позволяющие одновременный впуск жидкости в три трубочки 4 в любом сечении трубки 2. Для герметизации системы предусмотрены сальники 3, соединяющие трубку 2 с баками 1. Расход жидкости в трубке 2 определяется расходомерами, установленными на входе 9 и на выходе 10. Расход жидкостей из баллонов 6 определяется по шкале линейки 12. Предусмотрен вариант создания постоянного напора поступления жидкости через периферийные отверстия 4. Манипулируя шлангами 5, установка позволяет изучать различные варианты ввода 3-х цветных жидкостей из баллонов 6 в различных сечениях трубки 4. Скоростная и цветная съёмка позволила наблюдать картину смешения жидкостей при входе в трубку 2 из трубок 4 и их взаимное влияние. В экспериментальной установке предусмотрен вариант движения газожидкостной смеси [9].
Решение «простейшего» уравнения движения жидкости в горизонтальной перфорированной трубе не даёт возможности получить аналитическую зависимость дебита от длины скважины. Однако получено точное значение предельной длины горизонтального ствола сргр (Lmax). Численное решение уравнения Q Q =Q2 при заданных граничных условиях также не представляет большого интереса. Поэтому предложен приближённый метод решения указанной задачи.Полученное выражение позволяет приближённо определить расход жидкости в произвольном сечении. Можно показать, что
Однако основное внимание необходимо уделить методам определения коэффициентов а и Ь, характеризующих гидравлические сопротивления через перфорационные отверстия и по длине трубы.
Практика показала, что нахождение коэффициентов а и Ь, при расчёте по выше описанной методике связано со значительными трудностями. Это заставило пересмотреть подход к решению задачи.
Новый подход заключается в рассмотрении изменения потенциальной энергии потока при всасывании или нагнетании, как переход в кинетическую составляющую, а не как невосполнимую потерю полного давления.
Совершенствование механизированной эксплуатации наклонно направленных скважин
К числу первых исследований по оптимизации профиля ствола наклонно направленной скважины можно отнести работу В.Ф. Троицкого, в которой определялась суммарная прижимающая сила штанг к трубам на основе выведенной формулы. Однако предложенные типовые профили не нашли применения из-за сложности их проводки.
Ю.А. Песляком [44 - 47] предложен профиль ствола наклонной скважины, в котором силы трения между штанговой колонной и внутренней стенкой насосных труб сведены к минимуму. Однако проводка скважины по всей длине ствола с монотонно возрастающей кривизной связана с неоправданно большими затратами в процессе бурения.
Для механизированной эксплуатации идеальный профиль ствола ННС имеет вертикальный участок в зоне расположения глубиннонасосного оборудования, затем участок набора кривизны и участок естественного уменьшения наклона без ограничений пространственных параметров. Однако такой профиль также неприемлем для бурения, так как ориентация ствола наклонной скважины в процессе бурения на большой глубине затруднительна.
Для условий Западной Сибири предложены оптимальные профили кустовых наклонно направленных скважин, обеспечивающие надежную работу оборудования при механизированном способе добычи нефти, которые предусматривают ограничение зенитного угла до 20 в интервале работы насосного оборудования и малоинтенсивный набор его ниже этого интервала.
На основе теоретических и экспериментальных исследований в БашНИПИнефти разработана методика построения трехинтервального оптимального профиля ствола добывающей скважины и изложены в РД 39-0147276-246-88Р «Технологические требования для проектирования оптимального профиля и определение количества насосных наклонно направленных скважин на кусте нефтяного месторождения». В этом документе приведены допустимые значения углов отклонения оси скважины от вертикали, обеспечивающие надежную работу клапанов штангового насоса.
Перспективным направлением для решения проблемы эксплуатации наклонно направленных и горизонтальных скважин механизированным способом является применение гидроструйных насосов. Угол наклона не оказывает влияния на работу струйных насосов.
В настоящее время благодаря надежности и уникальным техническим возможностям струйных аппаратов при эжектировании газожидкостных смесей насосно-эжекторные системы получают все более широкое распространение на нефтяных промыслах. Насосно-эжекторные системы благодаря способности адаптироваться к различным условиям эксплуатации могут занять прочное место в нефтедобыче — для освоения скважин и вызова притока.
Существующие способы освоения, исследования и эксплуатации скважин с применением насосно-эжекторных систем имеют ряд недостатков, которые накладывают ограничение на область их применения вследствие высоких материально-технических и трудовых затрат, что существенно удорожает проведение технологического процесса.
Существует способ освоения и эксплуатации скважин с применением насосно-эжекторной системы, включающий спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность и сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины [42]. Указанный способ не обеспечивает возможности проведения полноценных гидродинамических исследований скважины.
Недостатком другого способа освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков [43], включающем спуск струйного аппарата на забой скважины, вызов притока созданием многократных депрессий на пласт, эжектирование скважинной продукции на поверхность и проведение исследований продуктивного пласта является невозможность оперативного контроля забойного давления при проведении технологического процесса, вследствие чего ограничивается область его применения.
Известен также способ освоения, исследования и эксплуатации скважин, который является наиболее близким к разработанной нами технологии. Указанный способ включает спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита пластовой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах дистанционным глубинным манометром с передачей информации по кабелю на поверхность с использованием каротажной станции [57].
Недостатком данного способа являются высокие материально-технические и трудовые затраты, что существенно удорожает проведение технологического процесса и ограничивает вследствие этого область его применения.
В связи с этим необходимо разработать усовершенствованную технологию освоения, исследования и эксплуатации скважин с применением насосно-эжекторных систем, позволяющую оперативно контролировать забойное давление при проведении технологического процесса.
Техническим результатом разработки является расширение области применения технологического процесса освоения, исследования и эксплуатации скважин [22].
При освоении и эксплуатации скважин возникают трудности, связанные с добычей скважинной продукции по эксплуатационной колонне (коррозия эксплуатационной колонны, отложение парафина, солей и т.д.). Поэтому разработан способ освоения, исследования и эксплуатации скважин струйными насосами на колонне сдвоенных труб.
При этом струйный насос спускается в скважину на колонне двойных насосно-компрессорных труб, вследствие того, что для работы струйного насоса необходимо иметь два канала: один для подачи воды к соплу насоса и второй для подъема скважинной продукции. Сдвоенная труба представляет собой комплект, состоящий из двух труб, концентрично расположенных и закрепленных одна в другой.
Разработка методики расчёта размещения гидроструйного насоса в горизонтальной скважине
Расчёт заканчивается, когда будет достигнуто заданное значение депрессии (репрессии) на пласт в сечении В. При этом получаем значение суммарного расхода, длину ГС и точку размещения струйного насоса для работы всего участка скважины.
Пример расчёта однородного анизотропного пласта показан на рисунках 3.7, 3.8. Практичность данной методики заключается в её простоте и возможности расчёта слоисто-неоднородного пласта при изменении коэффициента сопротивления пласта /?л, (3.3) на каждом шаге.
Как видно из сравнения этих двух вариантов, размещение струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке позволяет не только увеличить дебит скважины, но и её работающий интервал.
1) Подводя итоги по результатам промысловых испытаний беспакерных струйных насосов СНА 1-48-89, необходимо отметить следующее:
Внедрение беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом позволило вести добычу нефти без подъёма продукции скважины по эксплуатационной колонне. Беспакерные компоновки позволяют оперативно контролировать режим работы скважины и пласта путем замера динамических и статических уровней, что невозможно при пакерной компоновке.
Замена струйного насоса при беспакерной компоновке гидравлическим способом производилась без проблем, в 2-3 раза быстрее, чем при пакерной компоновке, т.к. требует значительно меньшего (2-3 м против 6-8 м при пакерной схеме) объема жидкости, требующегося на «вымыв-замыв» струйного насоса. Это является еще одним достоинством беспакерной компоновки, т.к. «вымыв-замыв» насоса при пакерной компоновке требует значительного объема рабочего агента и возникающий при этих операциях дефицит ресурса рабочего агента компенсируется за счет ограничения закачки по работающим скважинам, что влечет к увеличению внутрисменных потерь, к снижению ритмичности добычи жидкости на промысле.
Режим работы скважин стал «прозрачным». Как оказалось, дебит скв. № 257 был явно завышен, а дебит скв. № 261 может быть увеличен как за счет оптимального подбора струйной пары, так и за счет перевода на ЭЦН-50. Таким образом, замена пакерных компоновок на беспакерные позволяет выявить истинные добывные возможности скважин гидроструйного фонда.
Исключение пакера из компоновки позволяет существенно повысить надёжность эксплуатации и резко снизить затраты на капремонт скважин гидроструйного фонда.
Необходимо использование износостойких струйных пар.
2) Учитывая, что средний межремонтный период скважин по гидроструйному фонду составляет 2983 суток создание силовых насосных мини-станций для ГСН на 1-4 скважины позволит уменьшить часторемонтируемый фонд (ЧРФ), оборудованный СШНУ, и снизить затраты на текущий ремонт скважин.
3) Разработанная технология, учитывая особенности работы наклонно-горизонтальных скважин, беспорно позволит их эксплуатировать с минимальными затратами.
4) Размещение струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке скважины позволит увеличить её дебит, «работающую» длину и не вызовет дополнительного снижения МРП.
