Освоение и гидродинамические исследования скважин

Освоение и гидродинамические исследования скважин

Контрольная работа

Освоение и гидродинамические исследования скважин

Содержание

1. Вскрытие нефтяных залежей

. Освоение скважин

. Гидродинамические исследования скважин

. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр

Литература

1. Вскрытие нефтяных залежей

Скважина является единственным средством коммуникации с нефтяным пластом, поэтому проводка и особенно ее заканчивание определяют эффективность извлечения углеводородов из недр. При вскрытии продуктивного пласта и эксплуатации скважин необходимо сохранять, восстанавливать или повышать проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) - области, одновременно принадлежащей и пласту и самой скважине. Размер ПЗП как части общей пластовой гидродинамической системы принято оценивать по радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации. От качества вскрытия продуктивного пласта зависит бесперебойная эксплуатация скважин с соблюдением темпов выработки запасов, текущих уровней добычи и полноты извлечения углеводородов из недр.

Методы вскрытия пласта могут быть различными, но независимо от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью и фазового состояния углеводородов они должны обеспечивать сохранение природных фильтрационных свойств ПЗП, предотвращать возможное открытое (аварийное) фонтанирование скважины, предусматривать простоту конструкции забоя и высокую гидродинамическую связь с надлежащими интервалами продуктивных зон для максимального притока нефти.

Продуктивный пласт можно разбуривать непосредственно после проходки вышележащих толщ или после крепления скважины обсадными трубами до его кровли. И в том и в другом случаях забой скважины в зависимости от литологических и физических свойств пластов может быть оставлен открытым стволом, перекрыт фильтром или перфорированной колонной труб. При вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения естественные фильтрационные свойства коллектора могут значительно ухудшаться в результате проникновения в поровое пространство твердых частиц промывочного раствора, набухания глинистых частиц и образования нерастворимых осадков при физико-химических взаимодействиях фильтрата с пластовыми флюидами. Все это приводит к блокированию каналов (кольматации) и снижению абсолютной проницаемости породы в десятки раз, а в некоторых случаях до нуля, поэтому негативные факторы следует предотвращать непосредственно в процессе вскрытия пласта бурением.

В настоящее время освоены и широко применяются технологии бурения продуктивных зон с использованием режимов равновесия (когда пластовое давление равно гидродинамическому давлению при циркуляции бурового раствора) и депрессии (отрицательный перепад давления скважина - пласт: ОПД). При вскрытии пласта с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) разработаны и используются реагенты промывочных растворов, затворенных на нефтяной основе (в них в качестве коллоидной фазы используют окисленный битум, а в качестве стабилизатора и структурообразователя - мыла и другие ПАВы). Фильтрующая в пласт углеводородная жидкость не ухудшает фильтрационные свойства коллектора.

Эталоном гидродинамического совершенства скважины по степени и качеству считается конструкция забоя без закрепления фильтрами или трубами при вскрытии пласта на всю мощность. Скважина, вскрывшая продуктивный пласт на глубину, меньшую, чем его толщина, считается гидродинамически несовершенной по степени вскрытия. Если пласт перекрывается перфорированной колонной или фильтром, то скважина гидродинамически несовершенна по характеру (качеству) вскрытия. У гидродинамически несовершенных скважин возникают дополнительные фильтрационные сопротивления при переходе жидкости из пласта в скважину.

Применение конструкции забоя с открытым стволом возможно при наличии устойчивых однородных или трещиноватых пластов. При неустойчивых коллекторах используются фильтры, но подавляющее большинство фонда скважин оборудуется конструкцией забоя по упрощенной технологии строительства - перфорацией эксплуатационной колонны.

Перфорация - процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном камне и породе для образования гидродинамической связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную перфорацию.

Стреляющую перфорацию по принципу действия применяемых аппаратов подразделяют на пулевую, куммулятивную и торпедную. При гидропескоструйной перфорации используется кинетическая энергия и абразивность высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из сопел перфоратора.

2. Освоение скважин

Освоение скважин - процесс технологических операций воздействия на ПЗП для вызова притока из нефтенасыщенной толщи пласта и обеспечения ее продуктивности при вводе после бурения или ремонта.

Если скважина заполнена перфорационной жидкостью или жидкостью глушения, то ее гидростатическое давление на забой р_з создает репрессию на пласт р_пл:

р_з = rgh > р_пл. (1)

Для вызова притока необходимо создать депрессию давления

Dр = р_пл - р_з(р_пл > р_з).

Возможны два варианта вызова притока: за счет уменьшения r или h. При уменьшении r проводят последовательную замену (вытеснение) жидкости большей плотности на жидкость меньшей плотности по технологической схеме буровой раствор - вода - нефть - газоконденсат или аэрирование жидкости вводом в поток газа с добавлением пенообразователей. Следует помнить, что при использовании воздуха образуются взрывоопасные смеси и не исключена вероятность взрывов в скважине.

При снижении h применяют методы свабирования и тартания. При свабировании в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (НКТ), в которые на канате лебедкой опускают поршень с клапаном и резиновым манжетом (сваб). При ходе вверх жидкость из скважины по НКТ поднимается на поверхность и выводится в сборную емкость. При тартировании используют желонку (длинная труба с клапаном в нижней части).

Скважины, эксплуатируемые насосными установками, после ремонтных работ перед освоением промывают водой или нефтью и осваивают используемыми насосными установками.

Приток жидкости в скважину, вскрывшую однородный пласт, происходит по радиально сходящимся к ней направлениям. Жидкость проходит последовательно через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей между непроницаемыми кровлей и подошвой, причем площади этих поверхностей по мере приближения к скважине постепенно уменьшаются. Такие течения принято называть плоскорадиальными. В этих условиях при постоянном расходе скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости должна непрерывно увеличиваться и достигать максимума на стенках скважины. С увеличением скорости возрастают гидравлические сопротивления, и на перемещение единицы объема жидкости непрерывно должны возрастать затраты энергии на единицу длины пути или связанные с этим градиенты давления (перепады давления на единицу длины пути).

При эксплуатации нефтяного месторождения проявляются два основных режима притока - неустановившийся и установившийся. Каждый режим существует в разное время после ввода скважины в эксплуатацию или ее остановки. Характер изменения давления во времени служит критерием режима потока. Для состояния неустановившегося притока dр/dt = f(r,t), а установившегося dр/dt = 0. Изменение объемов добычи или закачки, связанное с выравниванием объемов отбора по элементам системы разработки, увеличение или снижение дебитов, остановка скважины создают условия неустановившегося состояния. Но такой режим будет существовать непродолжительное время, после чего последует новое распределение дебитов и стабилизация притока. Для описания зависимости дебита q скважины от градиента давления (Dр/L) при плоско-радиальном установившемся ламинарном течении в нефтепромысловой практике успешно применяется закон Дарси, основная часть которого близка к форме других законов переноса материи, в частности к закону Фурье (закон переноса тепловой энергии)

 (2)

При радиальном потоке площадь фильтрации F уменьшается по направлению к скважине, и на расстоянии r_i от оси скважины при мощности залежи h она будет равна 2pr_ih.

Если перепад давления Dр отнести к бесконечно малому радиальному участку пути Dr, уравнение (2) приводится к виду

, (3)

или делением переменных

нефтяной скважина освоение углеводород

 (4)

Интегрируем уравнение (4) от забойного давления р_з до пластового давления на контуре р_пл и от радиуса скважины до радиуса контура питания R_к:

,

тогда

. (5)

Задаваясь значениями R, не выходящими за пределы ВНК и решая уравнения (5) относительно р_пл при р_з = const, получим характер изменения давления вокруг скважины на контуре питания при установившемся притоке.

Решение (5) относительно q приводится к уравнению Дюпюи для плоскорадиального установившегося притока однородной жидкости

 (6)

С учетом гидродинамического несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия пласта (С) уравнения Дюпюи можно представить в виде

 (7)

При неустановившемся движении в упругом режиме для расчета изменения давления во времени в каждой точке пласта при заданном дебите используют основную формулу упругого режима (уравнение пьезопроводности) вида

 (8)

где r_пр - приведенный радиус скважины.

Уравнение пъезопроводности характеризует изменение давления во времени в любой точке пласта без дополнительных сопротивлений в ПЗП (уравнение Дюпюи с учетом ПЗП), поэтому приведенный радиус скважины эквивалентен гидродинамически совершенной скважине. Учет несовершенства скважины равнозначен замене ее эквивалентной по значению сопротивления ПЗП гидродинамически совершенной скважиной меньшего радиуса. Радиус такой условной совершенной скважины называют приведенным радиусом r_пр.

Уравнение вида (8) известно в теории теплопроводности, где роль давления играет температура, а роль коэффициента пьезопроводности - коэффициент температуропроводности, характеризующий быстроту перераспределения температуры в проводнике тепла.

3. Гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования скважин основаны на измерении давления, дебита и отслеживании их изменения во времени. Это дает возможность определять фильтрационные параметры пласта и скважины, гидродинамическую связь между скважиной и пластом и между пластами, пластовую проводимость между скважинами, коэффициент продуктивности скважин, первоначальное пластовое давление и, кроме того, позволяет планировать процессы добычи, проводить анализ текущего состояния разработки месторождений. Для анализа результатов исследования применяются математические модели для установившихся и неустановившихся режимов притока.

Установившийся режим. Исследования заключается в определении зависимости дебита скважины от перепада пластового и забойного давления (депрессии) при установившемся режиме.

Пластовое давление определяют путем измерения забойного давления в остановленной скважине, когда оно перестает увеличиваться во времени. Установившийся приток наступает, когда стабилизируется забойное давление в работающей скважине при заданном дебите. При различных заданных режимах работы (не менее трех) замеряют дебиты q₁, q₂, q₃ и соответствующие им забойные давления р_з1, р_з2 и р_з3, определяют перепады давления Dр₁, Dр₂ и Dр₃ и строят график зависимости g = f(Dр) (рис.1).

Индикаторная линия аппроксимируется уравнением прямой, выходящей из начала координат. В нефтепромысловой практике его принято называть уравнением притока

= KDp = K(р_пл - р_з), (9)

где K - тангенс угла (j) наклона линии к оси дебитов, характеризует продуктивность скважины и численно равен приращению суточного дебита скважины на единицу перепада давления, K = q/Dp.

В технологических расчетах используют удельный коэффициент продуктивности, отнесенной к единице толщины пласта h:

_уд = q/[(p_пл - р_з)h]. (10)

Прямая индикаторная линия характеризует фильтрацию однородной жидкости по закону Дарси, поэтому коэффициент продуктивности будет величиной постоянной во всей области, где сохраняется этот закон.

Значения дебита с поверхностных условий на пластовые пересчитывают с помощью объемного коэффициента b.

Согласно уравнению линейного притока (Дюпюи) коэффициент продуктивности можно представить в виде

 (11)

По коэффициенту продуктивности устанавливается режим работы системы пласт - скважины и согласно ему рассчитываются параметры эксплуатационного оборудования для подъема и транспортировки скважинной продукции к пункту сбора и подготовки нефти.

Неустановившийся режим. Основа исследования - изучение зависимости изменения забойного давления от времени при переходе из одного квазистационарного состояния в другое. Технология исследования заключается в предварительном измерении параметров скважины при установившемся режиме, затем изменении режима работы и измерении изменившихся параметров. Основным и наиболее распространенным методом исследования является метод восстановления (снижения) давления, который заключается во временной остановке скважины и снятии кривой изменения забойного давления во времени. В нефтепромысловой практике для определения пластовых характеристик и фильтрационных параметров прискважинной зоны при анализе результатов исследования применяется основное уравнение упругого режима (пьезопроводности) (8). Решение этого уравнения основывается на прямолинейной зависимости между изменением давления и логарифма времени:

 (12)

По экспериментальным значениям измеряемых параметров строят (рис.2).

Экспериментальные точки в начальной период из-за несовершенства скважины обуславливают восходящую кривую, затем в соответствии с уравнением (12) ложатся на наклонную прямую (принято называть ее касательной), что свидетельствует о продолжающемся притоке жидкости в скважину, с последующим переходом в прямую, параллельную оси lnt - прекращение притока (р_пл = р_з).

Наклонная прямая линия аппроксимируется уравнением общего вида

Коэффициент А находят графически как отрезок на оси ординат (рис.2), угловой коэффициент прямой определяется по зависимости

. (14)

Согласно уравнению (12), коэффициенты А и i соответствуют зависимостям

 (15)

По найденным параметрам вычисляют следующие параметры: гидропроводимость

 (16)

проницаемость пласта

 (17)

приведенный радиус скважины

 (18)

коэффициент продуктивности скважины

 (19)

При известном значении R_к и радиусе скважины по долоту r_сд коэффициент совершенства скважины можно определить по зависимости

 (20)

По данным гидродинамических исследований разрабатывается динамическая модель расчета технологических показателей и управления процессом разработки всего периода эксплуатации месторождения с целью максимизации промышленной добычи.

4. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр

В мировой практике проблема полноты извлечения нефти из недр и повышения продуктивности скважин ставится как одна из первоочередных задач повышения рентабельности разработки и рационального использования природных ресурсов нефтяных месторождений, особенно с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Снижение доли безвозвратных потерь в залежах приобретает весьма актуальное значение на истощенных, находящихся длительное время в эксплуатации месторождениях. Поиск и реализация новых методов повышения нефтеотдачи пластов является одним из важнейших направлений в нефтедобывающей отрасли.

Для обозначения всего комплекса технологий, используемых для увеличения нефтеотдачи из пластов сверх той, которая соответствует отбору нефти только в режиме истощения, в последние годы применяют единый термин - метод повышения нефтеотдачи (EOR - enhanced oil recovery). Лучшим методом можно признать тот, который обеспечивает наиболее полное использование всех природных и искусственно вводимых энергетических ресурсов в пласт, включая физико-химические возможности технологических процессов, материальные и людские затраты. Вследствие сложности процессов в пласте, отражающих как физико-химические, техногенные и гидродинамические факторы, так и напряженно-деформированное состояние коллектора, получили распространение комплексные методы воздействия на пласт, базирующиеся на различных технологиях. Практикой установлено, что общий эффект воздействия, благодаря синергетическим эффектам, оказывается значительно выше суммы эффектов отдельно взятых технологий, что позволяет снижать общий уровень затрат на производство работ.

Физическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов базируется на основе следующих принципиальных направлений воздействия:

· восполнение природной пластовой энергии, снижение вязкости флюидов и гидродинамических сопротивлений их течения;

· управление и регулирование направления фильтрационных потоков.

Анализ уравнения Дюпюи (6) показывает, что повышение или поддержание пластового давления р_пл (восполнение пластовой энергии), снижение динамической вязкости жидкости m и фильтрационных сопротивлений (повышение проницаемости k) является необходимым условием для интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Забойное давление р_з также является функцией управления притока жидкости, но оно оказывает влияние в основном на реакции призабойной зоны.

Как правило, коэффициент продуктивности скважины, гидропроводимость и проницаемость, определяемые по данным исследований при установившихся режимах, меньше значений, полученных по результатам исследований при неустановившихся режимах притока, вследствие того, что в призабойной зоне возникают дополнительные потери давления при прохождении флюида в скважину (скин-эффект). Скин-эффект выражается как фактор, который может быть положительным, когда проницаемость призабойной зоны ниже проницаемости пласта, и отрицательным для условий с повышенной проницаемостью ПЗП после проведения методов стимуляции притока.

Положительный скин-фактор может быть вызван повреждением естественной проницаемости залежи буровым раствором или цементом, выпадением парафина или асфальтосмолистых веществ, ограниченной перфорацией, когда флюидные потоки сходятся в перфорированных интервалах (эффект Вентури), а также турбулентностью потока.

Количественно влияние скин-фактора определяется введением в уравнение (8) постоянной величины S:

 (21)

Изменение проницаемости в ПЗП оказывает влияние на приток при исследованиях методом восстановления давления только на начальных участках нелинейной зависимости Dр = f(lnt) при значениях времени меньше 1 ч.

Поэтому, решая уравнение (21) относительно S при значении Dр, достигнутом по истечении 1 ч притока, получим выражение для определения скин-эффекта

 (23)

Продуктивную характеристику скважин можно улучшить созданием дополнительных или увеличением существующих каналов перфорации микротрещин и макротрещин, удалением органических и неорганических кольматантов естественных пустот и пор. По виду и способу воздействия на ПЗП выделяют следующие основные методы повышения продуктивности скважин:

· химические - различные виды кислотной обработки преимущественно в карбонатных коллекторах;

· физические - воздействие физическими полями упругих колебаний, различного вида тепловые обработки, применение растворителей и поверхостно-активных веществ, термогазохимическое воздействие;

· механические - гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, виброобработка.

Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин.

Литература

Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов; М.: Недра - Москва, 2011. - 365 c.

Кременецкий М. И., Ипатов А. И., Гуляев Д. Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей; Институт компьютерных исследований - Москва, 2012. - 896 c.

Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ; М.: Недра - Москва, 2013. - 638 c.

Лысенко, В.Д.; Грайфер, В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. Development of low-productive oil deposits. На русском и английском языках; М.: Недра - Москва, 2011. - 565 c.

Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений; Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию, ФГОУ - Москва, 2010. - 232 c.

Покрепин Б. В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин; ИнФолио - Москва, 2011. - 496 c.