WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

0 10 20 30 40 50 60 70 Обводненность, % Рис.4. Зависимость разницы фактической и расчетной глубин спуска ЭЦН от обводненности продукции скважин (осложненный фонд) Для подавляющего большинства скважин при росте обводненности продукции имело место увеличение глубины погружения насосов под уровень жидкости. Графически эти зависимости приведены на рис.4. Единственным объяснением необоснованного увеличения глубины спуска насосов в скважины является создание условий форсированного отбора жидкости из пласта. При таких условиях работы насосов происходит увеличение объемов добычи жидкости и нефти. Одновременно резко возрастает количество выносимых из пласта продуктов разрушения горных пород, цементного камня и продуктов коррозии. Это приводит к износу рабочих органов насосов и выходу их из строя.

Решение задачи увеличения объемов добычи нефти из обводненных скважин возможно путем применения специальных составов жидкостей Нфакт Нрасч, м глушения скважин (ЖГС), обладающих гидрофобизирующим действием на пласт. К таким ЖГС относится состав УНИ-4. Технология применения состава УНИ-4 заключалась в проведении «щадящего» глушения скважин перед проведением плановых ремонтов. Фильтрат состава УНИ-4 изменял в лучшую сторону условия фильтрации нефти и обеспечивал ограничение объемов поступления в скважины воды. По результатам обработок пласта (в 36% случаев) обводненность продукции скважин уменьшилась. Максимальная величина снижения обводненности продукции составила около 30% (скв.37604). После ремонта в этой скважине установка ЭЦН-80 была заменена установкой ШСН. При этом произошло снижение дебита по жидкости на 36,м3/сут. Одновременно отборы нефти из скважины увеличились на 1,8 т/сут. В итоге по всем обработанным скважинам обводненность продукции в среднем уменьшилась на 3,6%.

Обработка ПЗП в скважинах Самотлорского месторождения помимо снижения обводненности продукции привела к изменениям дебитов скважин по жидкости и нефти. По большинству обработанных скважин дебиты по нефти увеличились. Диапазон прироста дебитов по нефти составил 0,5…13,6 т/сут (рис.5).

11,11,9,8,7,6,5,4,4,3,1,1,0,0,0 0,-0,-0,--1,2 -1,-1,-1,-1,-2,-2,-2,--3,-4,4 -4,-1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Скважины Рис.5. Изменение дебитов по нефти после обработки скважин составом УНИ-По результатам обработок ПЗП в скважинах с УЭЦН получены математические модели технологической эффективности обработок. Модели позволяют производить выбор скважин для обработок и прогнозировать эффективность обработок новых скважин.

В четвертой главе диссертационной работы рассмотрены вопросы моделирования совместной работы системы пласт-скважина. В ПЗП жидкость поступает из зоны дренирования пласта. При этом установившийся приток жидкости имеет место только при согласовании режима фильтрации жидкости непосредственно в ПЗП и объемной производительности газожидкостного подъемника. При длительной эксплуатации системы нарушений установившегося режима ее работы не происходит. Поэтому мы допустили, что причиной рассогласования режимов работы пласта и скважины будет либо Изменение дебита нефти, т / су естественный износ рабочих органов ЭЦН и снижение его производительности, либо падение коэффициента продуктивности скважины в результате физикохимического взаимодействия поверхности каналов фильтрации с пластовыми флюидами. Динамика режимов работы пласта и ЭЦН отличается друг от друга.

Характеристикой пласта обычно является индикаторная линия с поправками Вогеля. Характеристикой ЭЦН - его паспортная характеристика с пересчетом рабочих параметров насоса – производительности и развиваемого напора на состав и свойства продукции скважины.

В процессе бурения, заканчивания или ремонта скважины с предварительным глушением пласта проницаемость породы вблизи ствола скважины может быть повреждена. Вторжение фильтратов различных растворов, механических частичек и наличие свободного газа в ПЗП – распространенные причины, вызывающие снижение проницаемости пород ПЗП. С другой стороны удачная операция стимуляции скважины приводит к значительному улучшению проницаемости вблизи скважины. Скин-фактор, определяемый при исследовании скважины, отражает любой физический или механический процесс, ограничивающий приток жидкости из пласта в скважину в результате разгазирования нефти в ПЗП. Суммарный скин-фактор может достигать величин 100 и более в скважинах c ухудшенными фильтрационными параметрами пород ПЗП, при благоприятных условиях он составляет 4…7.

Нами выполнено моделирование совместной работы пласта и скважины для условий «нормальной» эксплуатации скважин и форсированного режима отбора жидкости. При форсировании режима работы скважин на забое создаются низкие давления – как правило, намного ниже давления насыщения нефти газом (Рнас). Интенсивное выделение свободного газа в ПЗП изменяет условия фильтрации жидкости и характеристику ЭЦН. При этом происходят потери производительности насосов и интенсифицируются различные виды осложнений.

В основе метода находится моделирование притока жидкости из пласта в скважину при давлениях меньше Рнас. Совместное решение уравнений индикаторной линии и характеристики ЭЦН позволило количественно определить потери в добыче нефти при форсировании отборов жидкости из скважин. В зависимости от скин-фактора величина потерь в добыче нефти сильно меняется. Уменьшение объема жидкости, поступающей из пласта в скважину, приведет к отбору недостающего количества жидкости насосом из затрубного пространства. В результате произойдет увеличение динамического уровня, снижение Рзаб и рост свободного газосодержания. Крайним случаем такого явления может быть срыв подачи насоса и выход из строя ПЭД. Поэтому представляло интерес определение количественных показателей потери производительности при работе ЭЦН в области проявления скин-фактора.

Численно величина потерь производительности скважины будет пропорциональна площади между двумя индикаторными линиями со значениями скин-фактора S=0 и фактическим значением скин-фактора.

Графически диапазоны потерь производительности гипотетической скважины в области индикаторной линии, где проявляется скин-фактор, представлены на рис.6 (Рнас=10 МПа).

S=S=S=S=S=0 2 4 6 8 10 12 14 16 Qпл-Q, м3/сут Рис.6. Зависимости потерь дебита по жидкости при различных забойных давлениях В результате выполненных расчетов получено и апробировано решение совместной работы пласта и установки ЭЦН при условии отсутствия и существования избыточного давления в затрубном пространстве скважины.

Получены количественные значения потерь производительности скважин по жидкости в условия неустановившегося притока жидкости из пласта в скважину – т.е. при переводе скважины на форсированный режим отбора жидкости из пласта.

В пятой главе диссертационной работы приводятся результаты промышленного испытания разработанной технологии по регулированию условий притока жидкости из пласта при помощи «щадящей» технологии воздействия на ПЗП. Составом УНИ-4 году были обработаны 52 добывающие и нагнетательные скважины (Самотлорского и Мыхпайского месторождений).

Целью работ являлось улучшение условий фильтрации нефти в низко проницаемых каналах и ограничение фильтрации воды в высоко проницаемых каналах ПЗП, а также снижение обводненности продукции. Эта технология направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Разработанная технология обработки ПЗП «составом УНИ-4» позволяет проводить операцию при ремонте скважин и при их эксплуатации («безподходным» способом). Состав УНИ-закачивали в скважину из расчета 1м3 на 1м толщины пласта с последующей его продавкой в пласт сеноманской водой и выдержкой на реагирование не менее 24 часов. Успешность обработок этим составом ПЗП добывающих скважин составила 95%. Технологическая эффективность обработок «составом УНИ-4» ПЗП добывающих скважин в среднем выразилась в уменьшении дебитов по жидкости на 9,8м3/сут, увеличении дебитов по нефти на 2,1 т/сут и снижении обводненности продукции на 3,6%.

Для выбора скважин и прогнозирования технологического эффекта определена статистическая связь между основными фильтрационными параметрами пластов. Затем на полученные графики наложили данные по обработанным скважинам с отметкой результирующего, технологического эффекта (положительный или отрицательный). Подобные статистические зависимости были построены по всем обработанным пластам. Некоторые из Р заб, МПа таких зависимостей представлены на рис.7. На рис.7 видно, что большая часть скважин, в которых был получен положительный результат, попали в область с наименьшими значениями пористости и проницаемости пласта АВ1-3. Это является следствием того, что в хорошо проницаемом пласте соотношение между размерами частиц дисперсной фазы микроэмульсий и каналов фильтрации не позволяют ограничить поступление в скважины воды.

Аналогичным образом были определены статистические связи между геофизическими параметрами других пластов Самотлорского месторождения.

1200 К = 2*10-8e0,83m R2 = 0,21 23 25 27 29 Пористость, % Рис.7. Связь между пористостью и проницаемостью пласта АВ1-Условные обозначения: – скважины с «+» результатом; –скважины с «-» результатом В этих пластах по аналогии с пластом БВ10 наиболее эффективными обработки ПЗП оказались в тех скважинах, которые вскрыли продуктивный нефтяной пласт с минимальными значениями пористости и проницаемости. Поэтому выбор скважин для подобных способов воздействия на нефтяной пласт должен обязательно учитывать пределы изменения основных коллекторских характеристик – открытой пористости и проницаемости. Если же обработке должна быть подвержена скважина, в которой продуктивный пласт имеет высокие значения фильтрационных параметров, то необходимо обеспечить воздействие составом УНИ-4 на низкопроницаемые интервалы вскрытой части нефтяного пласта путем проведения поинтервальной обработки ПЗП.

Основные выводы и рекомендации 1. Выполнен анализ технологической эффективности эксплуатации скважин с установками ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения в условиях добычи высоко обводненной продукции и форсированных режимов отбора жидкости из пласта. Установлены количественные уровни влияния осложняющих факторов на основные причины аварий и технологические параметры насосов – напор, производительность, к.п.д насоса, продолжительность срока «наработка на отказ». Предложены пути предотвращения отрицательного действия технологических факторов на ухудшение характеристик насосов и технологические параметры работы скважин.

2. Произведено уточнение методики проведения расчетов по подбору оборудования и выбору режима работы установок ЭЦН. Составлена и Проницаемость *10, мкм передана в ОАО «Самотлорнефтегаз» для практического применения программа «Самотлор» - по оптимизации режимов работы скважин с установками ЭЦН.

3. Разработан алгоритм и аналитическая модель совместной работы гидродинамической системы нефтяной пласт – скважина. Модель позволяет количественно определять допускаемые пределы форсирования отборов жидкости из пласта при условии обеспечения длительной, безаварийной эксплуатации скважин.

4. Разработана технология регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП при проведении ремонтных работ с предварительным глушением скважин. В результате внедрения технологии на 52 скважинах Самотлорского и Мыхпайского месторождений, эксплуатирующихся с применением установок ЭЦН, получен технологический эффект в виде уменьшения обводненности продукции, дебитов по жидкости и увеличения дебитов скважин по нефти.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих печатных работах 1. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов/Ю.В.Зейгман, О.А.Гумеров, И.В.Генералов // Учеб. пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- 120с.

2. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 10.- С.72-73.

3. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В.

Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 10.- С.74-75.

4. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Гумеров О.А.

Диагностирование работы УЭЦН Самотлорского месторождения.- В межвузовском сб.научн.тр. "Нефть и газ - 2001".- Уфа, Изд-во УГНТУ, 2001.- С.256-262.

5. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К.

Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2002.- № 2.- С.44-45.

6. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К.и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хозяйство.- 2002.- № 2.- С.62-64.

7. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Анализ работы осложненного фонда скважин с УЭЦН на Самотлорском нефтяном месторождении // Интервал.- 2002.- № 11(46).- С.78-81.

8. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Эксплуатация установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором жидкости.- IV конгресс нефтегазопромышленников России. Тез.докл. Секция "А" Повышение эффективности разра ботки нефт. и газ. месторожд.- Уфа, 2003.- С.84-85.

9. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором.- Вестник Удмуртского университета.- 2002.- №9.- С.169-176.

10. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Повышение продолжительности безаварийной эксплуатации ЭЦН на форсированных режимах // Интервал.2003.-№ 8(55).- С.52-55.

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»