Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 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 28 29 30 [ 31 ] 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

продуктивности. Принципы учета получаемой информации при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтяного месторождения рассмотрены в предыдущих главах.

Установление режима работы скважины

Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры эксплуатационного оборудования (скважинного подъемника), которые обеспечивают получение на поверхности (на дожимной насосной станции или на пункте сбора) заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно уравнению, притока (5.14)..С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понииают максимальный дебит скважинб*, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи (охраны недр) и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Однако по мере даль-нейщего изучения залежи и изменения условий разработки возникает необходимость их уточнения. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), песка в зависимости от депрессии (или забойного давления), и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования.

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважин ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами. К первым можно отнести следующие: степень устойчивости пород продуктивного пласта (разрущение пласта и вынос песка); наличие подощвенной воды и верхнего газа (о предельном безводном и безгазовом факторе см. § 2.5); необходимость обеспечения рз0,75рн (см. § 2.3); необходимость ограничения объема добываемой воды (см. § 2.4, 2.7, 4.1) и уменьщения среднего газового фактора в целом по пласту (при режимахгазонапорном и растворенного газа); необходимость обеспечения равномерного стягивания ВНК и ГНК и предотвращения прорывов воды и газа. Техническими причинами являются недостаточная прочность обсадной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении рз; ограни-

ченная мощность эксплуатационного оборудования (см. также §4.1); минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Таким образом, геолого-технологические и технические причины ограничивают значения рз, обусловливающего дебит скважины. Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо ма-лодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким рпл, когда они удалены от ГНК или ВНК, а динамический уровень жидкости снижается до кровли или даже до подощвы продуктивного пласта, либо в сильно обводненных (более 80%) при форсировании отборов (см. § 3.3). В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок в стволе, рост газового фактора и обводненности продукции. При назначении, неограниченного отбора стремятся достичь потенциального дебита скважины, а ограничиваться дебит может технико-технологическими возможностями оборудования по подъему жидкости на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки.

Установление целесообразности воздействия на призабойную зону пласта

В уравнении притока (5.14) величина рпл не является регулируемой применительно к конкретной скважине. Показатель степени п косвенно зависит от коэффициента пропорциональности /Со. Прига=1 коэффициент пропорциональности численно равен коэффициенту продуктивности

2nkh

(5.28)

(iln

Гидропроводность е и проницаемость k определяются по данным исследования при установивщихся (еуст и уст) и неуста-новивщихся (енеуст И неуст) рсжимах. Если еуст<енеуст, то необходимо осуществить воздействие на призабойную зону пласта сцелью увеличения проницаемости k или расщирения работающего интервала h. Целесообразно при выборе метода воздействия использовать результаты послойного изучения разреза дебитометрическими, термодинамическими и геофизическими методами, что позволит выделить влияние k и h на величину е и оценить качество вскрытия пласта и освоения скважины. При определении приведенного радиуса Гс оцениваются качество вскрытия перфорацией и коэффициент соверщенства скважины. Уменьщение k, h к Гс, а для аномальных нефтей также рост эффективной вязкости, зависящей от созданной депрессии, обусловливают дополнительные фильтрационные сопротивления

в призабойной зоне и, как следствие, уменьшение производительности скважины. Эти изменения относят либо к проницаемости, либо к приведенному радиусу. Ухудшенную зону рассматривают также как тонкий слой (скин), а ее влияние на производительность скважины называют скин-эффектом. Величину скин-эффекта можно определить по формуле В. Н. Щелкачева

или из уравнения Ван Эвердингена и Херста

щ-2:25x + 25

т. е.

Др J 2,25х/

(5.29)

(5.30)

(5.31)

где S - скин-эффект; k, ki - проницаемость удаленной и ухудшенной зон, определяемая соответственно по формулам (5.22) и (5.11); Гсд - радиус совершенной скважины по долоту; остальные обозначения см. § 5.5. Из уравнения (5.30) следует, что скин-эффект выражает потерю полезной депрессии вследствие дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. При загрязнении призабойной зоны (k>ki) величина S положительна, а при k<ki - отрицательна. Ю. А. Балакиров рекомендует к, Rk и ки Гсд определять по кривым соответственно восстановления и падения (после подлива) давления.

Исследованиями П. Полларда, Н. П. Лебединца, Р. М. Мин-чевой и Ю. А. Балакирова разработана методика оценки скин-эффекта и типа коллектора по разностным кривым восстановления давления.,Тип коллектора и наличие скин-эффекта качественно можно установить по конфигурации кривой восстановления давления в системе координат IgAp-t (по Ю. А. Ба-лакирову), где Ap = pK-p3(t); рк - установившееся давление после закрытия скважины; /?з(0-забойное давление в момент времени t после остановки скважины. Для обработки кривой восстановления давления используется уравнение, которое в общем виде для сложной фильтрационной системы выражается многочленом, а для трещиновато-пористого пласта принимает вид трехчлена:

pk-p3(t) = A е-«. + В е-< + (рк-рзо-А - В) е-Ч (5.32)

где рзо - давление на забое работающей скважины перед остановкой; А, В, аи аз, аз - постоянные коэффициенты при условии рпц>рп, причем а.\<,щ<,Щ:

ЦГОАр,МПа.

Рис. 5.8. График восстановления давления в полулогарифмических координатах:

Ig 10Др-< - основная кривая; Ig ЮДр-экстраполированная прямая конечного участка основной кривой; Ig \0\p"-t - разностная кривая; Ig 10 \p"-t - экстраполированная прямая конечного участка разностной кривой

Члены в правой части уравнения (5.32) представляют собой: первый - разность между установившимся пластовым давлением и давлением в трещинах (потери давления, обусловленные перетоком жидкости из пористых блоков в трещины); второй- потери давления при движении жидкости в трещинах до окрестности скважин; третий - потери давления в призабойной зоне, обусловленные скин-эффектом. В каждом звене системы давление восстанавливается в течение своего промежутка времени. Кривую восстановления давления можно разбить на три участка. Участку А, где проявляется скин-эффект (в течение 0,5-1,5 ч), соответствует трехчлен в уравнении (5.32), участку Б (в течение 0,5-5 ч)-двучлен (без третьего члена) и участку Б -одночлен (без второго и третьего членов). На таком разделении основано численное определение значения каждого члена. Для этого строится основная кривая восстанов-

ления давления в координатах IgAp-t (рис. 5.8). Затем экстраполируют прямолинейный участок основной кривой до оси ординат и по разности значений Ар,- и Ар,- на основной кривой и экстраполированной прямой определяют значения Ар"/, т. е. Ap"i=Api-Api, по которым в тех же координатах IgAp - t строят разностную кривую Ар", где i - номера произвольно выбранных моментов времени t.

Значения коэффициентов, входящих в уравнение (5.32), определяют графоаналитическим способом: Л и 5 вычисляют по отрезкам, отсекаемым экстраполированными прямолинейными участками основной и разностной кривых (см. рис. 5.8); ai и 02 находят как уклоны прямолинейных участков основной и разностной кривых (аналогично / в § 5.4); оз вычисляют аналитически из уравнения (5.32). Затем для любого момента времени рассчитывают каждый член 1равой части уравнения (5.32) и его долю в общей потере давления. Тогда делается заключение о типе коллектора, целесообразности и методе воздействия на призабойную зону.

Методы повышения продуктивности скважин

Ухудшение состояния призабойной зоны может быть вызвано в выходящих из бурения скважинах твердой фазой, фильтратом и буровым раствором (см. § 5.1), в добывающих нефтяных - выпадением солей, парафина и асфальтосмолистых веществ, в нагнетательных - механическими примесями, продуктами коррозии и т. д. (см. § 3.2). Следовательно, продуктивную характеристику скважины можно, улучшить созданием дополнительных или увеличенных каналов перфорации, микротрещин и макротрещин, удалением органических и неорганических веществ из естественных пустот пласта, расширением сечения естественных пустот или в пределе расширением ствола скважины. По этим направлениям выделяют следующие основные методы повышения продуктивности скважин: а) химические-кислотные обработки (КО); б) физические - тепловые обработки, обработки поверхностно-активными веществами, растворителями; в) механические - гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная (ГПП) и дополнительная кумулятивная перфорация, виброобработка. Известны также многие другие методы. Особо эффективно комплексное сочетание различных методов (термохимические обработки, гидрокислотный разрыв пласта, термогазохимическое воздействие и т. д.). Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой Угласта и причинами снижения продуктивности скважин. Для выбора скважин и метода повышения их продуктивности разработаны методики на основе статистических методов распознавания образов, потенциальных функций, главных компонент и др.

§ 5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)-один из основных методов воздействия на призабойную зону. Ежегодно его применяют на 1500-2500 добывающих и нагнетательных скважинах.

Сущность ГРП заключается в создании новых или расширении существующих трещин в пласте путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением и последующем закреплении их расклинивающим высокопроницаемым материалом (песком).

Технология ГРП включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку (рис. 5.9) и опрессовку на 1,5-кратное рабочее давление устья и наземного оборудования; определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконоси-теля и продавочной жидкости (собственно гидроразрыв); демонтаж оборудования и пуск скважины в работу.

Гидроразрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 70-100 МПа и часто превышающих допустимые для обсадных колонн. Для защиты обсадных колонн от высокого давления на нижнем конце НКТ спускают в скважину пакер с якорем, которые устанавливают над кровлей обрабатываемого пласта. Эластичный элемент пакера в результате сжатия его весом НКТ герметизирует затрубное пространство. Это достигается либо опорой пакера на забой с помощью перфорированного хвостовика (пакер с опорой на забой типа ПМ, ОПМ), либо опорой пакера на обсадные трубы с помощью плашек пакера, которые, освобождаясь при повороте НКТ, раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны (пла-шечные пакеры без опоры на забой типа ПШ, ПС, ПГ). Якорь предупреждает смещение пакера под действием перепада давления над и под ним. За счет внутреннего избыточного давления плашки якоря раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. Пакеры и якоря рассчитаны на перепады давлений 30-50 МПа и имеют проходное сечение 36-72 мм в зависимости от их типа и внутреннего диаметра обсадной колонны. Перед спуском пакера следует шаблониро-вать ствол скважины, чтобы избежать возможного заклинивания пакера и разрушения его эластичного элемента в процессе спуска.

Для осуществления ГРП используют насосные установки (агрегаты) типа УН1-630Х 700А (4АН-700), рассчитанные на максимальное рабочее давление 70 МПа, пескосмесительные агрегаты типа 4ПА или установки типа УСП-50 (для транспортирования до 9 т песка, дозированного ввода песка в поток жидкости и приготовления песчано-жидкостной смеси), блок манифольда типа 1БМ-700 или 1БМ-700С (для обвязки несколь-

7 в. с. Бойко 193