WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

На рисунке 1 в качестве примера приведены результаты исследования в процессе бурения скважины № 2011 Романовского месторождения.

Диаграмма 1 – фактическая диаграмма давления - получена при испытании.

Диаграмма 2, соответствующая аналитическому решению, полностью совпала для периода восстановления давления с исходной фактической КВД.

Однако кривая притока (диаграмма 2) имеет совершенно иной вид. Это связано с тем, что эта кривая является функцией интегральной экспоненты:

qBµ P = Pпл - Ei (х), (1) 4 kh Рисунок 1 - Испытание скважины № 2011 Романовского месторождения.

Диаграммы давления (кривые притока и восстановления давления): 1 - полученные при исследовании; 2 - аналитическое решение; 3 - численное решение где Р - давление в пласте на расстоянии r от скважины при времени t, Р - пластовое давление, пл e- u Ei (x) = - du - (2) u x mµ r t интегральная экспонента, х =, t - время; - сжимаемость; k - 4kt проницаемость; µ - вязкость; m – пористость.

Указанная функция (2) часто используется при анализе КП и КВД при обычном построении рабочих графиков, которая является точным решением уравнения диффузии:

P 1 P mµ P + =. (3) r r r k t Как видно из графиков на рисунке 1, только кривая 3, полученная на основе численного моделирования, полностью совпала с исходной диаграммой давления как на участке притока, так и на участке восстановления давления. Поскольку параметры пласта, подобранные при моделировании, обеспечили получение такой модельной диаграммы давления, полностью совпавшей с фактической диаграммой давления, то это означает, что метод численного моделирования процессов исследования скважин является более точным по сравнению со стандартными методами, основанными на применении известных решений, относящихся только к определенным участкам диаграммы давления.

Выполнение ГДИ на основе системного подхода направлено в первую очередь на получение результатов, необходимых для настройки создаваемых постоянно действующих гидродинамических моделей.

Оптимизация решения этой важнейшей задачи зависит от реализации на производстве современных технологий, включающих массовый переход на проведение мониторинговых исследований в добывающем фонде скважин стационарными дистанционными датчиками под приемом насоса. Это позволяет, не останавливая действующие скважины на время исследований, реализовать эффективные технологии обработки для многоцикловых ГДИ, проводить измерения в таких, например, сложных скважинах, как горизонтальные.

В настоящее время основной фонд скважин в большинстве нефтяных компаний, разрабатывающих нефтяные месторождения в Западной Сибири, эксплуатируется с применением УЭЦН. Однако совершенно неясны особенности работы этих глубинных насосов из-за отсутствия информации, замеренной непосредственно в скважинных условиях. В данной работе приводятся результаты уникальных экспериментов по замерам давлений на приемах насосов ряда скважин Приобского месторождения, осуществленных на основе глубинных манометров-термометров, установленных ниже приема насоса.

Выполнено 37 замеров глубинными приборами в 28 скважинах.

Результаты замеров позволили определить наиболее оптимальные условия работы насосных установок. При этом основные характеристики работы УЭЦН найдены на основе данных ГДИ с учетом PVT свойств поступающих флюидов. То есть определены забойные давления, плотности скважинной жидкости и газосодержания (как на приеме насоса, так и в затрубном пространстве).

Для различных типов насосов определены средние значения плотности и газосодержания добываемой жидкости на момент остановки насоса (рисунки 2 и 3). Из полученных графиков видно, что чем больше производительность насоса, тем при меньшей плотности жидкости на приеме насоса и при большем значении газосодержания он выходит из строя.

Очевидно, что знание всех приведенных выше параметров работы скважины в процессе ее эксплуатации позволит продлить срок эксплуатации насосного оборудования, то есть увеличить МРП (межремонтный период), который по Приобскому месторождению составил 94 -100 суток.

Таким образом, имея датчики давления на приеме насоса работающей скважины, проведя остальные необходимые замеры и рассчитав плотность и газосодержание жидкости, в которой работает насос, можно своевременно принять решение о его переводе на более оптимальный режим.

Рисунок 2 - Зависимость производительности насоса от плотности жидкости на момент его остановки Рисунок 3 - Зависимость производительности насоса от газосодержания на момент его остановки В результате выполненных исследований установлено следующее:

определены остановочные (критические) параметры состояния скважинной жидкости для различных типов насосов; показана необходимость контроля за газосодержанием, плотностью, температурой и давлением посредством глубинных датчиков для увеличения МРП глубинно-насосного оборудования;

обоснованы величины планируемого дебита для различных типов скважин.

В пятом разделе приведены результаты разработки технических и технологических средств для улучшения работы глубиннонасосного оборудования и эксплуатационных характеристик скважины.

Так, на уровне изобретения автором совместно с Радченко М.Д., Виноградовым С.В. и Гарифуллиным Р.М. разработано "Устройство для очистки скважинной газожидкостной смеси" - № 2149991-С1, которое обеспечивает очистку газожидкостной смеси (ГЖС) от газа и механических примесей, и тем самым - обеспечивает увеличение срока службы и стабильности работы насосного агрегата. Актуальность такой разработки состоит в том, что в последние годы эксплуатация глубиннонасосных установок существенно усложнилась вследствие того, что из-за повсеместного применения гидроразрывов пластов в скважине практически всегда после ГРП остается проппант, а также проппант попадает в скважину из трещины при запуске ее в работу. Этот твердый прочный материал становится вредным препятствием в работе насосных установок. Особенно проблематично вести эксплуатацию скважин после ГРП при погружении насосов непосредственно в зону перфорации.

Другая причина, усложняющая работу глубинных насосов, – это попадание газа в насосную установку. Обычно очистка скважинной газожидкостной смеси, осуществляется газосепаратором, который, однако, не обеспечивает очистку ГЖС от механических примесей. Применение в настоящее время специальных устройств для очистки скважинной газожидкостной смеси от мехпримесей, устанавливаемых в компоновке погружных насосов, также не обеспечивает надежной очистки.

Разработанное автором устройство-шламосборник для очистки скважинной газожидкостной смеси от газа и механических примесей существенно улучшают работу глубинных насосов (рисунок 4).

Рисунок 4 - Устройство для очистки скважинной газожидкостной смеси - № 2149991-СУстройство включает трубный корпус 1, представляющий собой стандартную секцию УЭЦН с головкой 2. Головка 2 является стандартной модульной головкой. В основании устройства установлен приемный фильтр 3 с валом 4. На валу 4 набраны кольца 5 и направляющие рабочие аппараты 6, которые жестко закрепляются на корпусе 1. Кольца и направляющие рабочие аппараты с карманами-мешками на периферии 7 служат для улавливания и осаждения мехпримесей. На валу 4 выше и ниже сборки колец 5 и направляющих рабочих аппаратов 6 установлено по одному подшипнику 8. Устройство увеличивает срок службы и стабильность работы глубинных насосов с высоким качеством очистки ГЖС от газа и механических примесей.

Усовершенствованы также конструкции штанговых глубинных насосов:

так на «Устройство противоприсыпное и устройство герметизации скважинных вставных насосов» Российское агентство по патентам и товарным знакам выдало свидетельство на полезную модель (№ 17953-U1).

Все разработанные автором устройства нашли применение при добыче нефти в ОАО «Сибнефть-ННГ».

В этом же разделе приведен анализ результатов ГТМ на месторождениях и определены наиболее эффективные методы воздействия на пласт.

Разработана система типовых ГТМ, которая позволяет подбирать наиболее эффективные мероприятия при ежемесячном планировании этих работ, при составлении текущих и долгосрочных программ интенсификации добычи нефти в нефтяных компаниях.

Метод выбора рациональных ГТМ реализован на основе экспрессанализа состояния разработки участков пласта, на которых планируется интенсификация скважин-кандидатов для ГТМ. Показано, что при текущем планировании ГТМ на месторождениях инженерной службе приходится рассматривать сотни (иногда тысячи) скважин-кандидатов для проведения как простых операций (СКО и др.), так и дорогих и сверхсложных (ГРП, зарезки вторых стволов и др.).

Поэтому при принятии решений по выбору различных ГТМ рекомендуется как прибегать к статистическим оценкам уже проведенных работ на месторождении, так и привлекать такие сложные средства прогноза результата как гидродинамическое моделирование.

Предлагаемый в диссертации метод анализа состояния разработки состоит в том, что строятся карты динамики работы скважин в виде графиков изменения дебитов жидкости в добывающих скважинах и приемистости - в нагнетательных - за весь период эксплуатации. Фрагмент такого построения показан на рисунке 5, отражающем работу одного из участков Сугмутского месторождения. Представлены данные о динамических и статических уровнях - (1), забойных и пластовых давлениях - (2), способах эксплуатации, основных проведенных ГТМ - (3).

Представлены также разрезы скважин в виде нормализованных характеристик - (4) и электрического сопротивления - (5). Выделены ПС п нефтенасыщенные, водонысыщенные и переходные зоны. Показаны интервалы перфорации - (6). Рассматриваемый фрагмент динамической карты разработки отображает работу 11 добывающих скважин в районе нагнетательной скважины № 1747.

Пределы изменения дебита жидкости и нефти на всех графиках: от 0 до 100 т/сут, а приемистости нагнетательных скважин – от 0 до 1000 м3/сут. Из приведенного фрагмента видно, что работа большей части добывающих скважин на выделенном участке месторождения прямо определяется работой нагнетательной скважины № 1747. Сначала в течение года последняя скважина работала в режиме отработки как добывающая скважина. В этот период окружающие данную скважину другие добывающие скважины, также введенные в эксплуатацию практически одновременно с ней, стали частично терять свой потенциал: некоторое снижение давления и дебита происходит в скважинах № 1745, № 1746, 1764; существенно снизился дебит в скважине № 1765; в северо-восточной части скважины № 1726, 1708 и 1727 практически не реагируют на рассматриваемую скважину № 1747 и скорее всего режим их работы определяется взаимодействием других скважин, находящихся севернее и восточнее.

После перевода под закачку скважины № 1747 стабилизировались динамические уровни и дебиты скважин № 1745, № 1746, 1764. Существенно повысился дебит в скважине № 1765. В скважине № 1728 стало постепенно повышаться забойное давление и спустя год ее эксплуатации с применением ШГН оптимизировали режим ее работы сменой установки на УЭЦН, в результате чего ее дебит повысился до 25 т/сут. Таким образом, в восточном направлении реагирование скважины, хотя и несущественное, но отмечено.

Интересно отметить, что за последующие два года работы нагнетательной скважины, только в скважине № 1766 отмечается прорыв нагнетаемой воды с резким снижением дебита (что стало резко проявляться спустя полтора года стабильной ее работы).

По приведенным графикам можно заметить и такую особенность, как то, что ряд скважин работает со стабильным процентом обводненности (скв. № 1745, № 1746, №1785). Стабильная обводненность связана с перетоками, а не с прорывами нагнетаемой воды, причем процент воды прямо определяется расстоянием до водонасыщенных пластов.

Рассмотренный фрагмент работы участка месторождения, представленный в виде карт добычи нефти, показывает, как по данным динамики работы скважин можно делать конкретные выводы о направлении потоков и взаимовлиянии скважин, об изменении давления на забоях и ее причине, о характере обводнения скважин и стабильности процента воды.

Все это является хорошей базой для принятия решений при текущем планировании ГТМ с достаточной геологической и технологической обоснованностью.

Приведены результаты бурения в ОАО «Сибнефть-ННГ» уникальных скважин с длинными (более 500 м) и сверхдлинными (более 1000 м) горизонтальными окончаниями. Поскольку планирование большинства новых скважин осуществлялось в экспериментальном порядке и многие решения принимались на основе многочисленных обсуждений в компании, то ряд решений, приведенных в данной работе, были приняты во внимание при прогнозировании добычи нефти из горизонтальных скважин, подборе насосов, оценки состояния участков разработки с этими скважинами.

В качестве примера успешного строительства горизонтальных скважин показаны результаты работы скв. № 2515Г с горизонтальной частью ствола длиной 1311 м. В скважину спущена насосная установка КС-12000-компании «ЦЕНТРИЛИФТ».

На рисунке 6 представлен блок пласта с изображением профиля скважины № 2515Г. Видно, что профиль скважины проходит таким образом, что в разработку продуктивного пласта максимально вовлекаются запасы.

Пусковой дебит 1500 м3/сут, который снизился до 790 м3/сут (рисунок 7).

Аналогична работа ряда других таких скважин. Таким образом, видим, что применение систем разработки с бурением горизонтальных скважин является перспективным по увеличению добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов.

В целом горизонтальные скважины имеют следующие преимущества перед вертикальными: они кратно увеличивают дебит вследствие большой длины горизонтальной части ствола, проходящего по продуктивному пласту;

снижают вероятность образования конусов воды и газа благодаря меньшей депрессии на пласт, в результате чего увеличивается безводный период добычи нефти; снижают падение давления в прискважинной зоне; более обширный и более эффективный дренаж приводит к увеличению суммарного коэффициента извлечения запасов нефти.

Рисунок 6 - Фрагмент гидродинамической модели и профиль скв. № 2515Г Рисунок 7 - График работы скважины № 2515Г Основные выводы и рекомендации 1. Предложен комплекс научно-технических и технологических решений по оптимизации добычи нефти на основе выявленных закономерностей фильтрации пластовых флюидов в залежи и движения жидкости в скважине, обеспечивающий подбор эффективного насосного оборудования.

Pages:     | 1 || 3 |






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