Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ опыта освоения и исследования скважин на месторождениях Западной Сибири 7
1.1 Методы освоения и исследования скважин 7
2. Опыт применения струйных насосов в геологоразведочном производстве Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции 8
2.1 Классификация струйных аппаратов и теоретические основы работы аппаратов 8
2.2 Опыт применения струйных насосов в геологоразведочном производстве на месторождениях Западной Сибири 12
2.3 Оценка эффективности воздействия на прискважинную зону пласта по изменению продуктивности скважины 20
3. Разработка новых технологий и технических средств для освоения и исследования скважин 26
3.1 Новые технические устройства и технологии освоения и исследования скважин 26
4. Исследование сложнопостроенных залежей углеводородов с помощью струйных аппаратов 60
4.1 Освоение и исследование пластов струйными насосами в нормальных горно-геологических условиях 60
4.2 Планирование и проведение эффективных технологических процессов освоения низкодебитных скважин, интенсификации притоков с помощью струйных аппаратов 65
4.3 Освоение и исследование слабосцементированных пластов, насыщенных высоковязкими нефтями 71
4.4 Освоение и исследование пластов в условиях АВПД 85
4.5 Технология эксплуатации и исследования скважин при совместной эксплуатации пластов 101
Основные выводы и рекомендации 108
Список приложений 110
Список литературы 111
- Опыт применения струйных насосов в геологоразведочном производстве на месторождениях Западной Сибири
- Новые технические устройства и технологии освоения и исследования скважин
- Планирование и проведение эффективных технологических процессов освоения низкодебитных скважин, интенсификации притоков с помощью струйных аппаратов
- Технология эксплуатации и исследования скважин при совместной эксплуатации пластов
Введение к работе
Актуальность проблемы
С конца 80-х годов прошлого столетия на нефтяных месторождениях России, прежде всего в Западной Сибири, стала проявляться тенденция по ухудшению качества оценки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья промышленных категорий, приуроченных как к слабосцементированным, так и к низкопроницаемым коллекторам сложнопостроенных залежей Так если в 1995 году подготовленные запасы категории Сі в сложнопостроенных и низкопроницаемых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири составляли 30 %, то к 2005 году их величина достигла 50 % от общего объема запасов За указанный период произошло резкое снижение объемов разведочного бурения на нефть и газ, которое сопровождалось уменьшением начальных дебитов из данного типа коллекторов в разведочных скважинах с 9-12 м3/сут до 4-5 м3/сут
Анализ промысловых данных показал, что применяемые технологии освоения скважин обладают недостаточной информативностью, особенно в сложнопостроенных залежах нефти с аномально высокими пластовыми пластовыми давлениями (АВПД), что требует совершенствования гидродинамических методов их исследования В пользу такого подхода свидетельствует тот факт, что значительные запасы нефти, содержащиеся в коллекторах данного типа, являются существенным резервом для сохранения достигнутого уровня и наращивания нефтедобычи в Западной Сибири, где добывается около 70 % российской нефти
Определенные трудности представляет как освоение скважин, вскрывших слабосцементированные коллектора, так и получение промышленных притоков из них Поэтому проблема объективной оценки промышленных запасов залежей нефти в слабосцементированных и низкопроницаемых коллекторах и в сложнопостроенных пластах с АВПД за счет повышения качества освоения и гидродинамических исследований скважин является актуальной
Цель работы
Повышение качества гидродинамических исследований и совершенствование технологий освоения скважин с применением струйных аппаратов для объективной оценки промышленной значимости запасов нефти в слабосцементированных коллекторах и в низкопроницаемых продуктивных пластах с АВПД на ряде месторождений Западной Сибири
Основные задачи исследований
-анализ геолого-промысловых данных по освоению скважин и гидродинамическим исследованиям продуктивных пластов на нефтяных месторождениях Западной Сибири,
обоснование необходимости исследования притоков нефти при освоении скважин методом управляемых циклических воздействий забойного давления на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) слабосцементированных коллекторов и в низкопроницаемых продуктивных пластах с АВПД,
совершенствование применяемых и разработка новых технологий освоения скважин и конструкций струйных аппаратов, позволяющих повысить эффективность процессов исследования и освоения скважин,
оценка эффективности разработанных технологий и технических средств, реализованных на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири
Научная новизна
1 Предложены новые методы управления циклическими воздействиями
на ФЕС и получение промышленных притоков нефти в процессе освоения
скважин за счет целенаправленного изменения режимов фильтрации флюидов и
рекомендуемых технологий для коллекторов следующих типов
для слабосцементированных коллекторов уточнены ФЕС (коэффициенты проницаемости К„р изменяются от 0,008 до 0,062 мкм2) и установлены оптимальные депрессии для пластов ПК 1-7 на Русском нефтяном месторождении (от 1,1 до 2,2 МПа),
для низкопроницаемых коллекторов с АВПД установлены ФЕС (Кпр от 0,004 х 10" до 0,12 х 10'1 мкм ) и оптимальный диапазон депрессий при освоении скважин на Центрально-Таркосалинском месторождении (от 23,01 до 31,31 МПа)
2 Разработаны новые технические устройства (струйные аппараты) и
предложена комплексная технология одновременного освоения и исследования
скважин, вскрывающих два и более продуктивных пластов
Практическая ценность и реализация работы Применение авторских разработок позволило
создать новые технические средства, применение которых на Русском и Вань-Еганском месторождениях при оптимальных режимно-технологических параметрах позволило осуществить успешное освоение скважин, вскрывших слабосцементированные коллектора, насыщенные высоковязкой нефтью,
осуществить качественное освоение и ГДИ скважин в условиях аномально - высоких пластовых давлений на Уренгойском, Таркосалинском и Пальниковском нефтегазовых месторождениях,
повысить на 30-40 % качество работ по освоению скважин, вскрывших сложнопостроенные объекты с применением новых конструкций струйных аппаратов (патенты РФ №№2115317, 2101468, 2101470, 2131023, 2160364, 2179631),
перевести в промышленную категорию на ряде месторождений Западной Сибири 30,2 млн т нефти и дополнительно добыть 12 млн т нефти
Результаты проведенных исследований и выполненных работ использованы при составлении следующих регламентирующих документов
«Регламент по освоению и исследованию скважин струйными насосами» в ОАО «Тюменнефтегаз» (Тюмень, 2004г)
«Регламент по комплексному геофизическому и гидродинамическому исследованию скважин, эксплуатирующих два и более пластов с использованием двухрядной компоновки струйного насоса», утвержденного Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Тюменской области (Тюмень, 2006г)
Разработанные в регламентах технологии рекомендованы ТО ЦКР Роснедра по «ХМАО - Югра» недропользователям для исследования скважин при разработке месторождений» (Протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО -Югре № 969 от 28 ноября 2007г)
Разработанные РД, технологии и технические средства эффективно
применялись и применяются при освоении и исследовании скважин в
«Главтюменьгеологии», ОАО «Тюменнефтегаз», ОАО «ТНК-Уват»,
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология», ООО «Обьнефтегазгеология», ЗАО «Правдинская нефтегазоразведочная экспедиция» и др
Апробация работы
Результаты исследований докладывались и обсуждались на НТС «Глав-тюменьгеология» в 1988-1990 гт , научно-технической конференции молодых ученых и специалистов Главтюменьгеологии «Эффективность вскрытия и методов оценки сложно построенных пластов при бурении и опробовании разведочных скважин», 1990г), заседаниях Ученого совета ЗапСибБурНИПИ в 1994-1997 гг, Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (Москва, 2002 г), ежегодных научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2002-2006 г г), семинарах кафедр нефтегазового профиля ТюмГНГУ (2007,2008 г г)
Публикации
По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе одна монография, 8 статей (1 статья в издании, рекомендованном ВАК), 7 авторских свидетельств и патентов на изобретения
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, содержащего 97 наименований, трех приложений Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка и 13 таблиц
Опыт применения струйных насосов в геологоразведочном производстве на месторождениях Западной Сибири
В настоящее время мало найдется областей в промышленности, где бы не использовались струйные аппараты [59]. Это всевозможные пароводоструйные эжекторы в системах водоснабжения, системы в ЭВМ, стабилизаторы траекторий полета в космических кораблях и ракетах, форсунки и инжекторы в машиностроении, в холодильной технике и т.д.
Струйные насосы в промышленном масштабе начали применять в России и странах СНГ в первой половине 60-х годов, и в настоящее время ими работают на месторождениях Прикарпатья, Днепрово-Донецкой впадины, Белоруссии, Башкирии, Татарии, Коми и Западной Сибири [87].
Такие страны как США, Великобритания широко используют струйные насосы в технологических процессах добычи нефти. Так, по состоянию на начало 80-х годов на нефтяных промыслах США струйными насосами было оборудовано более половины фонда эксплуатационных скважин. Отсутствие движущихся деталей, простота конструкции позволяют струйным аппаратом успешно конкурировать с насосами объёмного типа [93].
Как показывает анализ материалов, публикуемых ведущим в странах СНГ разработчиком струйной техники и технологии для нефтедобычи - Ивано-Франковским институтом нефти и газа, по мере накопления промыслового опыта использования струйных насосов объём их внедрения возрастает, и область применения расширяется.
Широкое применение на месторождениях Западной Сибири получили струйные насосы следующих типов: УОС-1; УОС-1м; УЭОС-2; УГИП-1; УГИС-6; УГИС-7. Необходимо отметить, что указанные типы насосов не позволяют осуществлять полноценный комплекс мероприятий по увеличению продуктивности скважин.
Струйные насосы типа УВОИС-1, УЭИП-1 и УЭИП-ЗМ являются насосами новых конструкций.
Используя УВОИС-1 при освоении скважин, можно применять не только традиционные методы интенсификации притоков, но и производить вскрытие продуктивных пластов гидропескоструйной перфорацией без подъёма насоса, а с УЭИП-1 и УЭИП-ЗМ - более качественное исследование скважин.
За последние пять лет на разведочных площадях Западной Сибири с помощью струйных аппаратов осуществлено свыше 200 скважинно-операций по вызову и интенсификации притоков, где в 60 случаях получены высокие геолого-экономические результаты. В некоторых скважинах не получено притоков нефти из-за очень низких коллекторских свойств пластов. В некоторых скважинах реализовать данную технологию по организационно-техническим причинам не удалось.
Опыт применения автором диссертации данной техники и технологии показывает, что при интенсификации притоков нефти из пластов со значительным содержанием карбонатного материала в цементе коллекторов, или же из пластов, закольматированных в процессе вскрытия их бурением, эффективным является применение струйных насосов в комплексе с соляно-кислотными (СКО) обработками ПЗП или кислотно-щелочными. Эффективность достигается за счет быстрого удаления продуктов химической реакции из ПЗП на поверхность с помощью струйных насосов.
Хорошие результаты комплексной обработки ПЗП получены при освоении скважин Р-1 Мангезейской, Р-472 Эргинской, Р-42 Кетовской площадей. Так, например, коэффициент продуктивности скважины Р-1 Мангезейской после обработки прискважинной зоны продуктивного пласта соляно-кислотным раствором с последующим удалением продуктов реакции струйным насосом УОС-1 увеличился более чем в 20 раз по отношению к первоначальному. В результате внедрения струйных насосов на территории деятельности ПГО «Главтюменьгеологии» в промышленную категорию B+Ci переведено около 20,0 млн. тонн извлекаемых запасов нефти.
Внедрение струйных насосов в геологоразведочное производство осуществлялось в четыре этапа:
-1 этап с 1982 по 1984 годы (20 скважинно-операций);
- II этап с 1985 по 1989 годы (свыше 50-ти объектов);
- III этап с 1990 по 1993 годы (около 40 объектов).
- IV этап с 1993 по 2007 годы - свыше 200 скважинно-операций). Основной объём работ со струйными насосами в области освоения скважин выполняло ГГП «Ханты-Мансийскнефтегазгеология». В этом объединении получена высокая эффективность от внедрения данной техники. Здесь по состоянию на 1989 год в промышленную категорию переведено свыше 10,0 млн. тонн извлекаемых запасов нефти, благодаря интенсификации притоков с помощью струйных насосов.
Приведем некоторые результаты работ по освоению и интенсификации притоков нефти струйными насосами за период с 1985 по 1989 г. И результаты работ по освоению скважин на месторождениях юга Тюменской области (табл. 2.1,2.2).
Если условно, по величинам притоков, подразделить нефтяные скважины, то можно выделить шесть категорий:
1. слабоприточные (пленка нефти), дебитом нефти от 0 до 1м /сут на динамическом уровне 500-1200 м;
2. низкодебитные, дебитом от 1 до 5 м /сут при аналогичных динамических уровнях;
3. среднедебитные, соответственно дебитом от 5 до 8 м /сут на указанных уровнях;
4. переливающие, дебитом от 8 до 13 м /сут;
5. периодически (неустойчиво) фонтанирующие, дебит от 13 до 17 м3/сут;
6. фонтанирующие, дебитом свыше 17м3/сут.
Практически весь основной объем работ по освоению и интенсификации притоков нефти с помощью струйных насосов за все эти годы приходится на скважины первых двух указанных выше категорий.
На основании этого и, имея в виду результаты работ, можно сказать, что даже при неотработанной технологии струйные насосы в геологоразведочном производстве все же показали хорошие результаты.
Новые технические устройства и технологии освоения и исследования скважин
Способ и устройство для вскрытия, освоения и исследования пласта (рис. 3.1). Для расширения функциональных возможностей струйных насосов за счет возможности проведения многократных обработок пласта, снижения затрат на проведение спускоподъемных операций, автором разработаны способ и технология проведения работ, которые позволяют провести весь цикл освоения пласта за один спуск-подъем оборудования.
Используя этот способ и устройство, можно за один спуск подземной компоновки проводить вскрытие продуктивного пласта гидропескоструйной перфорацией, а так же его освоение и исследование.
Устройство спускается на насосно-компрессорных трубах 1 и включает корпус 2 с осевым каналом 3, втулку 4 с инжекционным отверстием 5, фиксатор 6 и пружину 7, установленные в центральном осевом канале. Струйный насос 8 содержит соединенные между собой рабочую камеру 9, имеющую рабочее отверстие 10, конфузорную камеру 11, имеющую инжекционное отверстие 12 и диффузор 13. Устройство также включает пакер 14 и патрубок 15 с обратным клапаном 16. Обратный клапан 16 установлен в кольцевом канале 17 патрубка 15. В нижней части патрубка 15 выполнены приемные каналы 18. Под патрубком 15 установлен гидропескоструиный перфоратор 19, который имеет осевое отверстие 20 и посадочное седло 21. Кроме того, устройство включает глубинный прибор 22, спускаемый на скребковой проволоке 23 в комплекте с клапаном 24 и запорным элементом 25.
При необходимости, при спуске устройства, ниже пакера 14 могут быть установлены трубы в нужном количестве. Запорный элемент 25 крепят скребковой проволокой 23 к нижнему наконечнику глубинного прибора 22 и устанавливают на устье в специальном приспособлении (не показано), позволяющем спускать и поднимать данное оборудование в скважину при наличии давления в трубном пространстве.
Нагнетательная линия наземного насосного агрегата обвязывается с трубным и межтрубным пространством скважины с возможностью переключения при помощи задвижек.
Глубинный прибор 22 с запорным элементом 25 с помощью неземной лебедки спускают на проволоке 23 в НКТ до посадки элемента 25 на посадочное седло 21 перфоратора 19.
Путем нагнетания абразивной жидкости наземным насосом производят подачу ее на гидропескоструйный перфоратор 19, где она реализуется в виде струй, обладающих достаточной кинетической энергией, способной разрушать обсадную колонну, цементный камень. Таким образом, происходит вскрытие продуктивного пласта гидропескоструйной перфорацией.
Забойное давление при гидропескоструйной перфорации фиксируют глубинным прибором 22. После подъема глубинного прибора 22 и снятия с него информации определяют глубину перфорационных каналов по определенному перепаду давления на насадках перфоратора 19 [88]. Вскрытие производят по стандартной методике. После каждой позиции подъем или наращивание труб в скважине осуществляют только после подъема прибора 22 с запорным элементом 25 на поверхность.
После проведения вскрытия гидропескоструйный перфоратор устанавливают в средней части продуктивного пласта. Затем осуществляют операцию по разобщению пласта и межтрубного пространства при помощи пакера. В затрубном пространстве создается необходимое давление с целью проверки герметичности пакера. О герметичности пакера судят по отсутствию давления и выходу жидкости в трубное пространство. Клапан 16 при этом закрыт, а отверстия 10, и 12 струйного насоса перекрыты подвижной втулкой 4.
Далее переходят к освоению скважины. Для этого на верхнюю часть глубинного прибора 22 устанавливают клапан 24, глубинный прибор 22 в комплекте с клапаном 24 спускают на проволоке 23 до посадки клапана 24 на подвижную втулку 4.
При создании давления в НКТ наземным насосом втулка 4 вместе с клапаном 24 и глубинным прибором 22 перемещаются вниз, сжимая пружину 7. Перемещение втулки 4 ограничивается фиксатором 6. При этом боковые инжекционные отверстия 5 и 12 на втулке 4, и на входе в конфузорную, камеру 11 совмещаются, а рабочее боковое отверстие 10 рабочей камеры 9 струйного насоса 8 открывается. Рабочая жидкость прокачивается по колонне НКТ через струйный насос 8 и обеспечивает подсос жидкости из пласта и поступление ее из подпакерного пространства через отверстия 5 и 12 в конфузорную камеру 11. В конфузорной камере 11 рабочая и пластовая жидкость смешиваются и через диффузор 13 выбрасываются в межтрубное пространство, а оттуда поступают на поверхность.
Непосредственно в процессе освоения 4 глубинный прибор 22, посаженный на подвижную втулку 4, с помощью клапана 24 фиксирует в памяти изменение забойных давления и температуры.
Для проведения дополнительного вскрытия гидропескоструйной перфорацией в средней части продуктивного пласта глубинный прибор 22 с шаровым клапаном 24 поднимают на поверхность. К нижнему наконечнику прибора 22 подсоединяют запорный элемент 25, а клапан 24 отсоединяют. Затем глубинный прибор 22 с элементом 25 спускают с помощью наземной лебедки в трубное пространство до посадки элемента 25 на седло 21 перфоратора 19. Длину проволоки, соединяющей наконечник прибора 22 с элементом 25, определяют с таким расчетом, чтобы прибор 22 после спуска находился выше подвижной втулки 4. При этом осевой канал 3 становится открытым для прохождения абразивной жидкости, предназначенной для вскрытия пласта. Герметизация основных узлов 9, 11 и 13 струйного насоса 8 подвижной втулкой 4 исключает возможность размыва деталей при вскрытии и обработках скважины. Процесс вскрытия осуществляют по указанной стандартной методике, но без снятия пакера 14. Отработанная жидкость принимается приемными каналами 18, проходит через полость 17 и через клапан 16 поступает в затрубное пространство и поднимается на поверхность.
При проведении соляно-кислотной обработки глубинный прибор 22 с запорным элементом 25 поднимается на поверхность.
Перед закачкой кислотных растворов в пласт обратный клапан 16 закрывают созданием дополнительного давления в затрубном пространстве и поддерживают его до конца процесса обработки пласта. После обработки пласта процесс освоения скважины повторяют посредством спуска глубинного прибора 22 с клапаном 24 на подвижную втулку 4. Устройство извлекают из скважины после приведения пакера в транспортное положение.
Для сокращения сроков освоения скважин и интенсификации нефтегазовых притоков нами разработано устройство, обеспечивающее возможность вторичного вскрытия пластов перфораторами, спускаемыми на кабеле через данное устройство (рис. 3.2).
Устройство для вызова притока пластового флюида устанавливается на насосно-компрессорные трубы 1 и содержит корпус 2, струйный насос 3 и обратный клапан 4. Корпус 2 имеет полую конструкцию, в теле которого расположены каналы Б, В, Г, Д.
Устройство работает следующим образом.
Корпус 2 без струйного насоса 3 спускается в эксплуатационную колонну 16 на насосно-компрессорных трубах 1 совместно с пакером 17 и устанавливается на расчетной глубине.
После разобщения затрубного пространства пакером 17 на каротажном кабеле спускают опрессовочный клапан, который перекрывает радиальные отверстия в корпусе 2. По отсутствию циркуляции жидкости на устье определяется герметичность пакера и НКТ.
После проверки на герметичность пакера и НКТ опрессовочный клапан поднимается на поверхность и на грузонесущем каротажном кабеле 8 в корпус устройства 2 спускают струйный насос 3 с обратным клапаном 4.
Грузонесущий каротажный кабель герметизируется на устье с помощью лубрикатора.
Путем создания давления в насосно-компрессорных трубах производится посадка струйного насоса 3 в посадочное гнездо И, при этом упоры 18 под собственным весом фиксируют струйный насос в выточке К корпуса 2.
С помощью наземных насосных агрегатов рабочая жидкость подается в кольцевую полость между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами к стройному насосу. Движение жидкости в устройстве показано стрелками. Вытекая с большой скоростью из сопла 9, жидкость эжектирует из подпакерной зоны пластовый флюид, который поступает в камеру смешения 10, где происходит смешивание рабочей и эжектируемой жидкости. Смешанный поток поступает в диффузор и оттуда по насосно-компрессорным трубам на поверхность.
При работе струйного насоса 3 обратный клапан 4 из-за разности давлений в подпакерной зоне и надпакерном пространстве находится в верхнем положении так, что между клапаном 4 и корпусом 2 появляется зазор, по которому проходит жидкость. При прекращении работы насосных агрегатов под действием пружины 14 и гидростатического давления жидкости обратный клапан 4 возвращается в исходное положение, герметизируя подпакерную зону.
Планирование и проведение эффективных технологических процессов освоения низкодебитных скважин, интенсификации притоков с помощью струйных аппаратов
На начальном этапе работ необходимо установить начальную продуктивность скважины т],.. Для этого в точках 1, 2, 3 и 4 на рис. 4.1 осуществить двухчасовые режимы освоения скважины и после четвертого режима закрыть скважину на забое на срок более двух часов для регистрации кривой восстановления давления. Также отстроить начальную индикаторную характеристику и определить коэффициент начальной продуктивности скважины т]..
Следовательно, при забойном давлении на первом режиме и депрессии АР01 дебита пластового флюида из скважины не будет получено ( , =0). На втором режиме и забойном давлении в скважине Рс и депрессии АР2 будет получен дебит пластового флюида Q2. Соответственно, на третьем и четвертом режимах при РЮІ ДР3,Й и Рс4, ДР4,&.
Начальная индикаторная характеристика 1, 2, 3, 4 берется за основу планирования и проведения работ второго этапа по интенсификации притока нефти и освоения скважины с помощью струйного насоса. Основная цель второго этапа работ - по возможности максимально снизить фильтрационные сопротивления в прискважинной зоне пласта и подготовить ПЗП к обработке химическими растворами с целью повышения ее проницаемости.
На данном этапе работ необходимо осуществить пять режимов освоения для определения Рт и АР02, при которых Q\ = О. После пятого режима освоения скважину также необходимо закрыть на забое для регистрации КВД.
Согласно рис. 4.1 режимы второго этапа работ по интенсификации и освоению скважины с помощью струйного насоса будут следующими:
2 — при депрессии на пласт АР = Р№-Рс1 производится дренирование скважины в следующем порядке: 5-10 минут выдержка пласта под депрессией, 15-20 минут - остановка наземного насосного агрегата, снятие депрессии. Рт условно принимается равным гидростатическому Ра. Количество депрессионных циклов осуществляется до полной стабилизации дебитов пластовых флюидов и отсутствия в них механических примесей. После дренирования продуктивного пласта скважина в течение двух часов осваивается на режиме указанной депрессии, при этом давление на приеме струйного насоса будет Р. = Рл согласно рис. 4.1.;
3 — При депрессии на пласт АР = Р№ - Рс2 проводится дренирование в указанном выше порядке, затем двухчасовое освоение скважины при данной депрессии, давление на приеме струйного насоса будет Р,. = Рс2.
4 — Дренирование скважины при депрессии на пласт ЫР = Р1ё-РсЪ. Количество циклов и условия аналогичны выше описанным. Затем двухчасовое освоение скважины на указанной депрессии, при этом давление на приеме насоса составит Р( = РсЪ.
5 — Циклическое дренирование скважины при депрессии на пласт АР = Рш - Рс4. Двухчасовое освоение и закрытие скважины на забое для регистрации КВД.
Соответственно для каждого режима определяются технологические параметры.
По выражению определяется РА — рабочее давление на наземном насосном агрегате, МПа.
Для режима 2 Р2-РЯ=(0,7-0,8)Р,. 4.1)
По технической характеристике наземного насосного агрегата при данном рабочем давлении Рд определяется расход рабочей жидкости Qd (м /сут), рабочая скорость прокачки, число оборотов коленчатого вала. После осуществления второго этапа работ по освоению и интенсификации притока необходимо провести обработку ПЗП химическими растворами (кислота, щелочи, ПАВ, растворители и т.д.). Виды химических обработок прискважинной зоны пласта определяются из промыслового опыта каждого месторождения и конкретного пласта.
Далее в режиме максимальной депрессии при давлении на приеме струйного насоса Рс4 производится откачка из ПЗП прореагировавших химических растворов и переходят к третьему этапу работ по освоению скважины, интенсификации притока с помощью струйного насоса. В данном случае также необходимо определить забойное скважинное давление, при котором дебит скважины Q = 0.
На данном этапе работ необходимо осуществить шесть режимов освоения скважины и значительное количество циклов дренирования пласта. Порядок, условия, продолжительность, расчет режимно-технологических параметров аналогичны предыдущему второму этапу работ.
Количество режимов и время выдержки пласта под высокой депрессией могут конкретно регламентироваться в промысловых условиях по стабилизации дебитов пластовых флюидов, отсутствия в промывочной жидкости механических примесей и продуктов разрушения пласта.
После четвертого этапа работ скважина осваивается на режимах, аналогичных предшествующему этапу работ, при этом размерности дебитов по оси абсцисс могут кратно увеличиваться.
На основании проведённых исследований построена блок-схема проведения работ по освоению и исследованию скважин струйными насосами.на месторождениях Западной Сибири (рис. 4.2).
Технология эксплуатации и исследования скважин при совместной эксплуатации пластов
В настоящее время нефтяные компании в Западной Сибири разрабатывают многопластовые нефтяные и нефтегазовые месторождения. При этом многие скважины эксплуатируются с одновременной добычей продукции из двух и более объектов разработки. Экономическая эффективность такого способа добычи несомненна. В тоже время появляется серьезная проблема - контроль над выработкой запасов из пластов и соблюдение проектных параметров разработки месторождений. Ведущие специалисты отрасли считают, что совместная разработка пластов возможна, но при соблюдении ряда условий. Основным из них является обеспечение надежной системы контроля и регулирования выработки запасов.
Обоснованием возможности совместной разработки группы пластов является оптимизационной задачей разработки залежей и её решают в два этапа:
- На первом этапе рассматриваются горно-геологические условия залегания пластов, благоприятствующие или препятствующие объединению группы пластов в один эксплуатационный объект.
- На втором этапе решаются технологические и экономические задачи.
- Важной задачей является получение достоверной геолого-геофизической и гидродинамической информации о состоянии пластов, в процессе их разработки.
- Для принятия решения о возможности объединения нескольких пластов в один объект разработки необходимо решить несколько задач:
- определение степени гидродинамического взаимодействия (связности) пластов;
- выбор оптимальной депрессии, исходя, в первую очередь, из геолого-геофизических и гидродинамических параметров пластов, а также их энергетического состояния (контроль изменения текущего пластового давления и температуры в зоне отбора);
- определение оптимальной динамики добычи пластовой жидкости по каждому пласту.
Применяемые в настоящее время методы исследований, так же как и в предлагаемом методе, основаны на записи комплекса «приток-состав». Основное различие между предлагаемым и существующими методами заключается в способе вызова притока и отработке скважины.
Авторами разработана техника и технология совместной эксплуатации объектов и их исследований, позволяющая успешно добывать из скважины нефть с соблюдением требований контроля по выработке запасов из каждого пласта.
Технология исследований основана на изучении изменения параметров пластов при создании депрессии с помощью струйного насоса. Для обеспечения работы струйного насоса необходимо наличие двух каналов: один - для подачи рабочей жидкости к насосу, второй - для подъема на поверхность смешанного объема продукции пластов и рабочей жидкости. В предлагаемой технологии, для доступа приборов к продуктивным пластам, в оборудовании предусматривается третий канал, создаваемый спуском дополнительного концентричного ряда НКТ. После пуска в работу, струйный насос откачивает из внутреннего ряда НКТ жидкость, снижает ее уровень в скважине, создавая забойную депрессию давления. Депрессия может выдерживаться на постоянном уровне необходимое для исследования время. Комплектом геофизических приборов, спущенных через внутренний ряд НКТ в зону эксплуатируемых пластов, производится запись комплекса «приток-состав». Изменяя депрессию и проводя при этом вышеуказанный комплекс ГИС, получают картину работы пластов в динамике.
Порядок проведения работ следующий:
1. В скважину опускается компоновка, включающая наружный ряд НКТ, пакер и струйный насос. Устанавливают пакер на расчетной глубине. Затем опускают центральный ряд НКТ до посадки в корпусе струйного насоса.
2. Через центральный ряд НКТ (рис. 4.19). в интервал перфорации опускают на кабеле сборку геофизических приборов для проведения записи комплекса «приток-состав».
3. Запускают в работу струйный насос, скважина выводится на установившийся режим эксплуатации. После отбора некоторого объема жидкости из пластов в стволе скважины создаются три характерных по заполнению жидкостью зоны:
- интервал от забоя скважины до нижних отверстий перфорации заполнен отстоявшейся пластовой водой (нижняя зона);
- от интервала перфорации до приема струйного насоса скважина заполнена смешанным потоком продукции пластов (нефть+пластовая вода);
- от приема насоса до динамического уровня жидкости во внутреннем ряде НКТ скважина заполнена отстоявшейся нефтью (верхняя зона).
4. Затем проводится запись фоновых значений физических величин, характеризующих свойства реальных пластовых флюидов - воды и нефти в скважинных условиях.
5. Проводят комплекс «Приток-Состав» при постоянной депрессии.
6. Изменяют депрессию и проводят исследования «Приток-Состав» необходимое число раз (4-5 раз) (рис. 4.20).
7. Сборку забойных приборов устанавливают выше нижнего пласта и проводят запись КВД с регистрацией всех возможных для данной сборки приборов параметров ГИС - контроля.
8. Задают то же значения депрессии, что и перед первой записью КВД, выдерживают депрессию расчетное время, сборку приборов перемещают выше второго снизу вскрытого пласта и проводят запись КВД.
9. Работы, аналогично пункту 8 повторяют несколько раз, в зависимости от количества вскрытых пластов.
Для привязки зарегистрированных данных по разрезу используется метод магнитной локации муфт и естественной радиоактивности горных пород (ПС).
Фильтрационные параметры пластов при интерпретации полученных материалов определяются в результате обработки кривых восстановления давлевния. Параметры определяются из соотношения, выражающего, в изображениях по Лапласу, связь между изменением давления в скважине и изменением дебита п-го пропластка, одновременно регистрируемых глубин.
Испытания разработанной техники и технологии проводились в скважине 508 Ван-Ёганского месторождения. В результате работ замерены дебиты жидкости на трех стационарных депрессиях в процессе работе пластов БВ5 и БВ6 (рис. 4.21, табл. 4.9). Проведены геофизические исследования по определению профиля притока с регистрацией механического расходомера как в поточечном так и в непрерывном режиме. Комплексная интерпретация данных расходометрии, влагометрии и резистивиметрии позволили распределить добычу нефти и воды по разрабатываемым объектам (рис.4.21)
