Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин осложненных содержанием мехпримесей в продукции

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин осложненных содержанием мехпримесей в продукции"

На правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОСЛОЖНЕННЫХ СОДЕРЖАНИЕМ МЕХПРИМЕСЕЙ В

ПРОДУКЦИИ

Специальность 25 00 17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

\

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

□03059492

Уфа-2007 г

003059492

Работа выполнена в Самарском государственном техническом университете (г Самара)

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович кандидат технических наук Кириллов Александр Иванович

Ведущая организация ЗАО «УфаНИПИнефть»

Защита состоится « 30 » мая 2007 г в « 1630 » часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520 020 01 при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу 450005, г Уфа, ул 8-Марта, д 12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан « 28 » апреля 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор химических наук

ДА Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Вопрос увеличения добычи нефти в настоящее время не теряет своей актуальности По мере разработки месторождений складываются условия, требующие массового перевода фонда скважин на механизированную добычу Основным механизированным способом на большинстве месторождений РФ является эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Скважины, оборудованные данным типом установок, как правило, характеризуются наиболее экстремальными режимами работы - высокие дебиты по жидкости и депрессии на пласт, значительные темпы изменения забойного давления в процессе вывода на стационарный режим

Вследствие этого в последнее десятилетие на скважинах, оборудованных УЭЦН, наметилась устойчивая тенденция увеличения отказов оборудования по причине высокого содержания в продукции мехпримесей, выносимых из пласта за счет техногенного воздействия

Существующие в настоящее время способы уменьшения количества взвешенных частиц (КВЧ) в продукции механизированных скважин недостаточно эффективны

Поэтому перспективными направлениями решения проблемы являются дальнейшее совершенствование разработки методов прогнозирования накопления мехпримесей в продукции и выбор технологий, направленных на минимизацию КВЧ

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих нефть с высокой концентрацией твердых частиц, путем совершенствования методов прогнозирования накопления мехпримесей и создания новых технологий их выноса

Основные задачи исследований

1 Анализ причин отказов в работе скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов Обзор существующих научно-технических решений по прогнозированию накопления, а также защите внутрискважинного оборудования от влияния мехпримесей в продукции Анализ механических свойств горных пород и обзор современных механико-математических моделей, описывающих поведение пористых сред, насыщенных жидкостью

2 Исследование состава и свойств находящейся в продукции скважин твердой взвеси и влияние их характеристик на работоспособность скважинного оборудования

3 Разработка модели разрушения коллектора и переноса твердой взвеси жидкостью в пористой среде

4 Разработка рекомендаций по выбору технологического режима работы скважин, обеспечивающего минимальное содержание мехпримесей в продукции, выносимых потоком жидкости

Методы решения поставленных задач

При теоретическом анализе в работе использовались методы математической физики, подземной и трубной гидравлики, теории вычислений и программирования, а также общие методы математического моделирования, в том числе с применением ПЭВМ Отдельные задачи подземной гидравлики и геомеханики решались численными методами При исследовании образцов мехпримесей, отобранных из скважин, применялась рентгеновская дифракция и гранулометрия Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами и статистическим геолого-промысловым материалом об эксплуатации добывающих нефтяных скважин

Научная новизна

1 Разработана расчетная схема определения количества взвешенных частиц в продукции добывающей скважины по изменению численного значения коэффициента распора (к)

2 Уточнен механизм транспортировки твердой взвеси по стволу скважины в интервале «перфорация - прием насоса» Доказано данными промысловых исследований, что вся масса твердых частиц, выносимых на забой скважин, способна транспортироваться до приема при режимах отбора жидкости любым типоразмером электроцентробежного насоса

3 Разработана гидродинамическая нестационарная инерционная модель фильтрации жидкости в пористой среде призабойной зоны скважины Доказано, что на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в упругой пористой среде влияет ее инерционность Создана модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора, приводящую к изменению проницаемости пористой среды из-за уменьшения эффективной пористости и позволяет получить изменение концентрации твердой фазы в пластовом флюиде во времени и пространстве

4 Создана система управления процессом освоения и эксплуатации скважин, исключающая разрушение коллектора путем регулирования предельно допустимых значений расхода жидкости, пластового и забойного давлений, а также характеристик центробежного насоса

Основные защищаемые положения

1 Методика определения количества взвешенных частиц в продукции скважин по коэффициенту распора (Л)

2 Механизм движения твердых частиц по стволу скважины, учитывающий скорости потока флюида, соответствующие режимам работы элсктроцентробежных насосов, и физико-химические свойства откачиваемой жидкости

3 Модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующихся через пористую среду

4 Система управления процессом освоения скважины с УЭЦН, откачивающей жидкость с допустимым содержанием механических примесей

Практическая ценность

Разработанные рекомендации по расчету режимов работы скважин в настоящее время применяются в следующих предприятиях - операторах добычи нефти ОАО «Самаранефтегаз», ООО «Сибнефть-Хантос» Их промышленное использование позволило значительно снизить концентрацию взвешенных частиц в продукции ряда скважин, тем самым повысить наработку подземного оборудования на отказ и межремонтный период работы скважин В результате реализации разработанных рекомендаций на Приобском месторождении в промысловых условиях получено дополнительно 15000 т нефти, со снижением себестоимости нефти на 2 7%

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им академика М А. Усачева «Проблемы геологии и освоения недр» (г Томск ТПУ, 2002), техническом совещании в ООО «Нефтехимсервис - Самара» (г Самара, 2005 г), Международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения» (г Самара СамГТУ, 2006 г )

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы, в том числе одна статья в издании, входящем в перечень ВАК Три статьи опубликованы без соавторов

Объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка используемой литературы Текст диссертации изложен на 107 страницах и содержит 40 рисунков, 2 таблицы Список литературы включает в себя 102 наименования

Основное содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы работы, сформулированы цель и задачи исследований, излагаются научная новизна и практическая ценность

В первой главе выполнен анализ причин выхода установок электроцентробежных насосов из строя, рассмотрена классификация отказов по узлам и деталям УЭЦН по нефтегазодобывающим предприятиям нефтяной отрасли России Установлено, что количество подземных ремонтов скважин с УЭЦН, связанных с наличием в перекачиваемой жидкости твердой мехвзвеси, составляет в среднем 10-15%, за последние 10 лет доля отказов по этой причине возросла в 1 5 раза Например, по ОАО «Самаранефтегаз» доля ремонтов по причине КВЧ в период 1995-2004 г г выросла с 12 4% до 17%

Скважины с высоким КВЧ (более 60 мг/л) в продукции составляют основу часто ремонтируемого фонда скважин (МРП < 180 сут) Так, по ОАО «Самаранефтегаз» в 2004 г средняя наработка скважин с УЭЦН на отказ по причине мехпримесей в продукции составила только 40 сут

Проблема низкого МРП (межремонтный период) по скважинами с гидроразрывом заключается не только в выносе проппанта в скважину предположительно из-за его недостаточного крепления (использование небольшого объема проппанта с покрытием и т п) Исследования по скважинам Северной лицензионной территории (CJIT) Приобского месторождения показали, что лишь в 13 5% случаев проведения ремонта скважин причиной послужило засорение насоса проппантом, в то время как 37 5% отказов связаны с засорением полости насоса разрушенными частицами коллектора (выборка - 2653 отказа в работе 691 скважишл) А при МРП более 100 суток вероятность отказа насосного оборудования по причине засорения проппантом практически отсутствует

Отмечено, что поступление песка из рыхлых пластов в нефтяные и газовые скважины является проблемой для нефтяной отрасли в течение многих десятилетий Содержание даже небольшого процента песка в добываемой жидкости отражается на ходе всего процесса эксплуатации скважин Поэтому подобные скважины выделяются в самостоятельную категорию, требующую специфических мероприятий для управления процессом выноса песка из пласта Наличие предельного значения КВЧ (более 60 мг/л) в продукции скважин негативно сказывается на всем технологическом процессе добычи и подготовки нефти В результате воздействия добываемого вместе с жидкостью песка на оборудование скважина нуждается в подземном, а иногда и капитальном ремонте Также требуются дополнительные затраты на очистку добытой нефти от песка и его утилизацию, ведущую к загрязнению окружающей среды На устранение рассмотренных осложнений требуются значительные трудовые и материальные ресурсы, что ведет к увеличению себестоимости добычи углеводородного сырья

Па основании анализа данной задачи и накопленного опыта эксплуатации добывающих нефтяных и газовых скважин выделены следующие категории риска пескопроявления

• скважины, эксплуатирующие слабосцементированные коллектора При повышенной вязкости пластовых флюидов (более 3-10 мПас) вероятность пескопроявления из пластов со слабым цементом увеличивается,

• скважины, производительность которых была стимулирована гидроразрывом (особенно в случае недостаточной закачки проппанта с покрытием на последней стадии работ),

• скважины, эксплуатирующие продуктивные пласты со значительно сниженным пластовым давлением, но не более предельного значения депрессии на пласт

Большинство научных разработок прогнозирования мехнримесей в продукции сводятся к поиску корреляционных зависимостей между количеством взвешенных частиц на единицу объема добываемой жидкости и технологическими параметрами работы скважин Подобная статистическая связь между КВЧ и дебитами скважин получена для геолого-технических условий Южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения Кроме того, получена связь между средним КВЧ в продукции и количеством отказов в работе скважин (см рисунок 1)

В соответствии с рисунком 1 существующие технологии эксплуатации скважин, в продукции которых присутствуют мехпримеси, условно разделены на две группы

• направленные на предотвращение выноса песка из пласта,

• защищающие внутриекважинное оборудование от мехпримесей

Рисунок 1 Зависимость количества отказов в работе УЭЦН от КВЧ в добываемой продукции скважин ЮЛТ Приобского месторождения

Исследование технологий эксплуатации механизированных скважин с большим содержанием КВЧ в продукции показал, что наиболее развиты методы защиты штангового насосного оборудования Эффективные способы удаления мехпримесей из продукции скважин в случае эксплуатации центробежными насосами в настоящее время не разработаны, а применяемые технические решения либо малоэффективны, либо требуют больших капиталовложений В связи с этим, вопросы регулирования КВЧ в продукции скважин является актуальными для нефтедобывающих предприятий РФ

В результате анализа существующих способов борьбы с мехпримесями по группам установлено, что проблема защиты, например штанговых глубинных насосов стоит менее остро, нежели электроцентробежных (ввиду конструктивных особенностей первых) Для ШГН разработан огромный спектр пескозащитных устройств конструкции, в которых реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием гидродинамических эффектов разворота струй газожидкостной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой направления течения, эффекта укрупнения газовых пузырьков мелких фракций с их

последующей сепарацией. Данное оборудование позволяет обеспечивать комплексную защиту ШГН ■ одновременно от мехпримесей и газа.

Применительно к скважинам с ЭЦН используемые методики расчета технологического режима работы скважин, а также подбора насосного оборудования не учитывают условия прочности продуктивного коллектора в призабойной зоне скважин (ПЗС) под влиянием создаваемой депрессии, а, следовательно, требуют корректировки.

Полому задача повышения надежности в работе УЭЦП сводится к поиску оптимального режима эксплуатации скважин, удовлетворяющего условиям резкого увеличения МРП, с одной стороны, и снижающего эффект негативного влияния мехпримесей на работу скважины и насосного оборудования, с другой.

Но второй главе с помощью рентгеновской дифракции нами выполнено исследование минералогического состава мехпримесей, присутствующих в добываемой жидкости (рисунок 2). Данные исследования показали, что более 30% объема мехизвеси приходится на частицы породы коллектора. Исследовались пробы из скважин как стимулированных гидроразрывом, так и без ГРП.

Схожие статистические распределения гранулометрического состава мехвзвеси и образцов керна позволяют предположить, что потеря целостности породы коллектора происходит в основном за счет разрушения пластового цемента.

ПрОЩртЯ 1,1 коррозии

Прочее 2.5%

Частицы

Осадок I О, 26,6%

11 ;■ ! I I

16,4%

( \ II:, I I ¡11,111

1КАШК

4.4%

Рисунок 2. Распределение мехпримесей по группам, отобранным из проб продукции с к нажин по результатам дифракционного анализа

Рассмотрены механические свойства горных пород, слагающих продуктивные пласты Тесты показали, что в процессе нагружения продуктивные коллектора могут выдерживать значительные деформации Так, керны пластов Приобского месторождения при увеличении давления от атмосферного до давления разрушения уменьшали пористость общую в среднем на 9%

Описаны стадии процесса разрушения, составляющие полный цикл разрушения горной породы уплотнение (затухание деформации), предельное равновесие (разрывы и сдвиги) и непосредственно разрушение

Рассмотрен критерий разрушения горной породы под действием внешней нагрузки с использованием известной формулы

[а]=а„ -а-Р, (i)

где [о] - предел прочности породы коллектора, МПа, —

горизонтальная составляющая горного давления, МПа; а — параметр пластичности Био, для большинства продуктивных коллекторов сс=0 7, Р -давление жидкости, заполняющей поровое пространство, МПа

Численным исследованием по формуле (1) доказано, что основным фактором, приводящим к потери коллектором механической прочности в процессе разработки месторождения, является снижение пластового давления Выведено соотношение для минимально допустимого значения пластового давления, из которого следует, что значение Рплтш не зависит от начального пластового давления и определяется механическими свойствами коллектора При исследовании не рассматривались пласты с аномально высоким пластовым давлением

Основываясь на выведенном критерии прочности коллектора выполнена оценка минимально допустимого пластового давления для условий пластов Приобского месторождения Результаты расчетов позволяют предположить о вероятности разрушения коллектора под действием горного давления, среднее значение минимального пластового давления - 7,6 МПа; среднее фактическое забойное давление в эксплуатационных скважинах - 5,1 МПа (скважины №№6707, 6680, 8822, 5111, 1134)

Оценочным расчетом было доказано, что пластовое давление флюида, не приводящее к разрушению структуры коллектора, значительно зависит от коэффициента бокового распора (X) - при изменении данного параметра на 15% пластовое давление уменьшается более чем на 90% Коэффициент бокового распора является величиной, производной от коэффициента Пуассона и зависящей, в основном, от минералогического состава породы и упаковки зерен

При этом коэффициент бокового распора по промысловым данным вычислялся по известному выражению

Ргрп-Рпл (1 + С + 2 с2) 2-с-(ау-рпл+с-рпл)

пл

-19 1ш2

п — р

где , РгрП - давление гидроразрыва, атм, р^ - пластовое

давление, атм, т - общая пористость коллектора, д ед

В работе предложена модификация данного способа, заключающаяся во введении в приведенную выше формулу зависимости изменения пористости коллектора от давления гидроразрыва Введение такого изменения позволило увеличить коэффициент корреляции между Я, определенным по лабораторным исследованиям и промысловым данным, который численно изменялся от 0 55 до 0 87

Третья глава посвящена моделированию выноса твердой взвеси в ствол скважины и ее транспорту через насосное оборудование

Анализ современного состояния проблемы транспортирования мехвзвеси по стволу скважины показывает, что нет единого мнения о влиянии режимов течения и показателей реологических свойств флюида па данный процесс. В то же время очевидно, что скорость выноса песка из скважины зависит от скорости оседания частиц в движущемся потоке скважинной жидкости

Рассмотрен процесс выноса песка потоком жидкости в интервале «забой - прием насоса (башмак НКТ)» Такая задача позволила оценить максимальный размер частиц, способных быть вынесенными потоком жидкости при эксплуатации скважины с помощью УЭЦН Расчеты показывают, что при эксплуатации скважины, оборудованной центробежным насосом, поступающие из пласта твердые частицы практически любых размеров способны транспортироваться до приема насоса Так, при вязкости жидкости 2 мПа с максимальный размер поднимаемых потоком частиц составляет 0 6 мм С увеличением вязкости жидкости ее несущая способность увеличивается при вязкости жидкости 10 мПа с максимальный размер частиц достигает до 1 6 мм

Сформулирована гидродинамическая инерционная модель процесса фильтрации упругой жидкости в поровой среде продуктивного коллектора призабойной зоны скважины Модель основана на численном исследовании уравнения фильтрации

1 ЗрМ , п (Г Э2рЫ_д2рЫ 1 Эрв, г)

----+ Р'Р--Г~2---Г~2--Г--^-

% <я дг дг г дг

+ -

с соответствующими начальными и граничными условиями Здесь р -давление, % - коэффициент пьезопроводности, р - плотность жидкости, [З* - упругоемкость системы, I - время, г - полярпая координата Расчеты по модели проводились численными методами с привлечением ПЭВМ

Анализ гидродинамической модели показал влияние силы инерции на процесс перераспределения давления при радиальной фильтрации упругой вязкой жидкости в осесимметричном изотропном поровом пространстве, обладающем свойствами реального нефтенасыщенного коллектора Это связано с относительно низкими значениями коэффициента проницаемости, а также невозможностью мгновенного создания имеющимися насосными системами значительных градиентов давления в прискважинной зоне

Задача переноса твердой взвеси в продуктивном пласте может быть сведена к отысканию функции концентрации КВЧ в жидкости, насыщающей коллектор Принято, что твердая механическая взвесь в пористой среде перемещается по механизму случайных блужданий, для описания которого можно использовать вероятностные представления, а также методы статистических испытаний Анализ механизма миграции взвеси в потоке жидкости показывает однотипность данного процесса диффузии С точки зрения элементарного действия диффузия есть случайное блуждание Классическим примером задачи такого рода является задача о броуновском движении небольших частиц, взвешенных в жидкости

Основываясь на этих предпосылках и используя уравнение диффузии, записанное с учетом времени релаксации относительно концентрации взвеси

дС £> Э2С 32С

— + —г--= D—-

Эг у & дх2

(4)

создана модель переноса мехпримеси в ПЗС Здесь С - концентрация взвеси, О - коэффициент диффузии, уг - скорость распространения вещества, 1 - время, х -координата

В качестве граничных применены условие поступления частиц в скважину и отсутствие изменения концентрации в границе контура питания Решалась данная физико-математическая задача, по аналогии с гидродинамической моделью, численными методами

Влияние наличия мехчастиц в продуктивном коллекторе на характер фильтрации флюида предложено учитывать сопряжением разработанных гидродинамической и физико-математической моделей путем введения двух дополнительных функций

• зависимости доли частиц, адсорбированных на поверхность порового пространства, от концентрации взвеси в жидкости В качестве подобной функции решено использовать изотерму Лангмюра,

• зависимости проницаемости коллектора от количества адсорбированного материала

Алгоритм расчета КВЧ в продукции скважины сводится к следующей последовательности действий

1 По имеющейся фактической динамике дебита выполняется расчет поля давления жидкости в Г13С (уточняются фильтрационно-емкостные характеристики продуктивного коллектора)

2 Поверяется условие механического разрушения продуктивного коллектора и рассчитывается поле начальных концентраций подвижной взвеси

3 Рассчитывается поле концентраций мехвзвеси в ПЗС Определяется КВЧ в продукции скважины

4 Определяется уменьшение проницаемости коллектора исходя из концентрации мехвзвеси

5 Повторение гидравлического расчета (п 1) Настройка на фактические данные о КВЧ в продукции путем модифицирования функции проницаемости пласта от текущей концентрации взвеси и величины параметра коэффициента диффузии

Адаптированная по приведенному выше алгоритму модель пригодна для прогноза КВЧ в продукции скважины при заданном режиме работы (дебит жидкости, забойное давление) Также с помощью данной модели можно определить время работы скважины до достижения предельно низкого пластового давления, приводящего к широкомасштабному разрушеншо коллектора в ПЗС

В четвертой главе разработаны рекомендации по расчету технологических режимов работы скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции Предложена система управления процессом эксплуатации скважин, заключающаяся в регулировании их производительности и позволяющая продолжительно эксплуатировать скважины, предрасположенные к разрушению коллектора (в том числе стимулированные гидроразрывом)

Объектом управления является призабойная зона скважины (продуктивный коллектор), возмущающим (входным) воздействием -изменение давления на забое вследствие откачки насосом жидкости из скважины, а реакцией системы на воздействие - приток из пласта в скважину жидкости, содержащей продукты разрушения коллектора Одна из главных ролей в системе отводится регулятору, с которым связана выработка и осуществление управляющих воздействий, а именно

• отслеживание реакции на управляющее воздействие сбор, передача и обработка информации о текущем состоянии Реакцией на

возмущающее воздействие является приток жидкости из пласта в скважину, и, как следствие, изменение КВЧ в данном потоке Поэтому текущее состояние системы наиболее просто отслеживать именно по динамике изменения количества КВЧ

• принятие решения о корректировке текущего управляющего воздействия Необходимость корректировки возникает при угрозе возникновения факторов, осложняющих процесс эксплуатации превышение КВЧ предельно-допустимого значения, разрушение рабочих органов центробежного насоса, снижение пластового давления в ПЗС ниже предельного значения и т д

• передача управляющего воздействия и преобразование его в форму, непосредственно воспринимаемую объектом управления Продуктивным коллектором в призабойной зоне воспринимается изменение давления флюида, зависящее от производительности центробежного насоса Значит, именно производительность насоса, на основе принятого решения, является регулятором, изменяющим режим работы скважины

На скважине изменение производительности насоса производится различными способами от включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, а также штуцирования потока жидкости в выкидной линии до технологически и технически сложных конструкций

Система управления включает в себя рассмотренные в настоящей работе физико-математическую и гидродинамическую модели и позволяет предсказывать реакцшо объекта управления на управляющее воздействие, а также прогнозировать необходимость корректировки управляющего воздействия

Решением поставленной задачи управления является режим эксплуатации скважины - последовательность управляющих воздействий, причем важна не только величина управляющего воздействия (на сколько необходимо изменить производительность УЭЦН), но и последовательность моментов времени, на которые приходятся эти воздействия

Рассмотренную систему управления можно трансформировать в задачу оптимального управления процессом эксплуатации скважины, заключающуюся в отыскании оптимума целевой функции В качестве такой функции предложено принимать или величину КВЧ в продукции скважины, или число управляющих воздействий, что соответствует в некоторых случаях задаче минимизации количества пусков УЭЦН

В качестве примера реализации системы управления приводятся расчет по описанным в работе моделям для скв 13121 ЮЛТ Приобского месторождения, эксплуатирующей пласт АС 12 (см рисунок 3)

Для заданной динамики дебита рассчитано среднемесячное забойное давление, а также среднее КВЧ в продукции В результате получено, что на скважине дебит завышен, то есть созданы условия для разрушения

коллектора. Также по настроенной на факт модели выполнялись прогнозные расчеты КВЧ, исходя из заданной динамики дебита. Рекомендацией по данной скважине является ее эксплуатация с дебитом жидкости не превышающем 24 мЗ/сут, что приведет к снижению КВЧ в продукции до 20 мг/л, что, в свою очередь, будет соответствовать режиму оптимального условия работы рабочих колес и направляющих аппаратов

уэцн.

Рисунок 3. Динамика тюркологических параметров работы скважины 13121 ЮЛТ 11риобского месторождения (точки - фактические значения): — небит жидкости; КВЧ; забойное давление

Результаты апробации рекомендаций по 5 скважинам е ЭЦН Приобского месторождения приведены в таблице !.

Таблица 1- Результаты внедрения рекомендаций автора

№ Параметры работы скважины перед Параметры работы

п/п внедрением скважины

после внедрения

Номер <2ж КВЧ в, Q» КВЧ в,

скважины м3/сут мг/л % м3/сут мг/л %

1 12173 38 212 1,8 22 48 1,2

2 15483 112 290 26 59 76 18

3 16014 39 192 0,5 26 34 1,6

4 13193 48,4 142 2,9 33,5 30 2,1

5 13180 51,3 308 5,3 30 132 2

Основные выводы и рекомендации

Твердые взвеси в продукции скважин являются проблемой для нефгяиой отрасли в течение многих десятилетий Задача заключается не только в предупреждении или остановке поступления песка, но и в необходимости поддержания рентабельного дебита скважин

Для достижения поставленной цели в диссертации были решены следующие задачи

1 Установлено, что доля ремонтов скважин с УЭЦН, связанная с наличием в продукции мехпримесей, составляет 10-15%, за последние 10 лет количество отказов по данной причине возросло в 2 раза Скважины с высоким КВЧ составляют основу часто ремонтируемого фонда (МРП < 180 сут) Анализ современных способов прогнозирования мехпримесей и технологий эксплуатации скважин с большим КВЧ показал, что решения сводятся к поиску корреляций между КВЧ и параметрами работы скважин Наиболее развитыми являются методы защиты от песка штанговых насосов, а эффективных технологий эксплуатации скважин с УЭЦН в настоящее время нет

2 Исследование минералогического состава мехпримесей показало, что более 30% из них приходится на частицы породы Потеря коллектором прочности происходит, в основном, за счет разрушения пластового цеменга Прочность образцов керна на 25-30% выше прочности пород в массиве, что приводит к неверной оценке предельного давления флюида в пористой среде Исследования по коэффициенту Пуассона, зависящего от состава породы и упаковки зерен, показали его определяющую роль в значении допустимого давления флюида, не приводящего к разрушению пористой среды Сравнение фактических забойных давлений скважин с предельно-допустимыми расчетными значениями (исходя из лабораторных исследований предела прочности

керна) подтверждает вероятность разрушения породы коллектора в ПЗС под действием высокой сжимающей нагрузки от вышележащих пород

3 Установлено, что максимальный размер частиц, способных быть поднятыми до приема УЭЦН, составляет 0 6 мм при скорости потока выше 0,2 м/с (при вязкости нефти 2 мПа с) С повышением вязкости жидкости ее несущая способность улучшается

4 Разработана гидродинамическая инерционная модель фильтрации упругой жидкости в поровом пространстве ПЗС Анализ модели показал незначительное влияние инерции на процесс изменения давления при радиальной фильтрации упругой жидкости Это связано с относительно низкими значениями коэффициентов пьезопроводносги и упругоемкости коллекторов, а также невозможностью мгновенного создания имеющимися техническими средствами значительных градиентов давления Доказана аналогия между распространением твердой взвеси в жидкости, насыщающей пористую среду, и диффузией Эю позволило разработать физико-математическую модель миграции твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора (изменение проницаемости среды из-за уменьшения эффективной пористости) и позволяет получить изменение КВЧ в пластовом флюиде во времени и пространстве

5 На базе модели составлены рекомендации по выбору режима эксплуатации скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции Промысловые испытания рекомендаций по скважинам №№ 12173,15483,16014, 13193, 13180 подтверждают возможность продолжительной работы и увеличения дебита скважин, эксплуатирующих, предрасположенный к разрушению коллектор (в том числе стимулированный гидроразрывом)

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих

работах

1 Шмидт А А Влияние работы УЭЦН на объем мехпримесей в продукции скважины «Труды молодых ученых СамГТУ» Самара СамГТУ, 2005 -С 384-386

2 Шмидт А А О влиянии форсированных отборов жидкости на скважинах оборудованных УЭЦН Известия Самарскою Научного Центра Российской Академии Наук Спец вып «Проблемы нефти и газа» -Самара СНЦ РАН, 2005 - С 54-56

3 Шмидт С А, Парфенов Б В, Эйдельман И Я, Шмидт А А Эксплуатация добывающих скважин Южной лицензионной территории Приобского месторождения в условиях выноса механических примесей Нефтяное хозяйство -М 2006 - №12 - С 68-70

4 Шмидт А А Анализ работ по улучшению состояния призабойной зон скважин на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», Тезисы докладов научно-технической конференции молодых ученых и аспирантов Сборник трудов международного научного симпозиума №6, Томский государственный университет, г Томск, 2002 - С 12-13

Подписано в печать 25 04 07 г Формат 60x84'/i6 Услпечл 1,04 Бумага офсетная Гарнитура Times Тираж 100 экз Заказ №07-131 Печать методом ризографии

РБ, г Уфа, 450078 ООО «Мастер-Копи» Айская, 46

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шмидт, Андрей Александрович

ПРОДУКЦИИ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель д.т.н., проф. Хисамутдинов Н. И.

Уфа 2007 г

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Анализ эксплуатации добывающих скважин.

1.1 Причины отказов в работе механизированного фонда скважин.

1.2 Влияние песка в продукции на процесс добычи.

1.3 Способы прогнозирования пескопроявления.

1.4 Современные технологии эксплуатации скважин с мехпримесями в продукции.

1.5 Выводы.

2. Исследование состава и свойств горных пород, слагающих продуктивные коллектора.

2.1 Анализ количественного и минералогического состава твердой взвеси, находящейся в продукции скважины.

2.2 Механические свойства горных пород.

2.3 Разрушение продуктивных коллекторов.

2.4 Выводы.

3. Моделирование выноса твердой взвеси в скважину.

3.1 Перенос механической взвеси по стволу скважины.

3.2 Гидродинамическая модель фильтрации жидкости в ПЗС

3.3 Модель переноса твердой взвеси в продуктивном коллекторе.

3.4 Выводы.

4. Разработка рекомендаций по эксплуатации скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности эксплуатации скважин осложненных содержанием мехпримесей в продукции"

Актуальность проблемы

Вопрос увеличения добычи нефти в настоящее время не теряет своей актуальности. По мере разработки месторождений складываются условия, требующие массового перевода фонда скважин на механизированную добычу. Основным механизированным способом на большинстве месторождений РФ является эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Скважины, оборудованные данным типом установок, как правило, характеризуются наиболее экстремальными режимами работы - высокие дебиты по жидкости и депрессии на пласт, значительные темпы изменения забойного давления в процессе вывода на стационарный режим.

Вследствие этого в последнее десятилетие на скважинах, оборудованных УЭЦН, наметилась устойчивая тенденция увеличения отказов оборудования по причине высокого содержания в продукции мехпримесей, выносимых из пласта за счет техногенного воздействия. Существующие в настоящее время способы уменьшения количества взвешенных частиц (КВЧ) в продукции механизированных скважин недостаточно эффективны. Поэтому перспективными направлениями решения проблемы являются дальнейшее совершенствование разработки методов прогнозирования накопления мехпримесей в продукции и выбор технологий, направленных на минимизацию КВЧ.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих нефть с высокой концентрацией твердых частиц, путем совершенствования методов прогнозирования накопления мехпримесей и создания новых технологий их выноса.

Основные задачи исследований

1. Анализ причин отказов в работе скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Обзор существующих научно-технических решений по прогнозированию накопления, а также защите внутрискважинного оборудования от влияния мехпримесей в продукции. Анализ механических свойств горных пород и обзор современных механико-математических моделей, описывающих поведение пористых сред, насыщенных жидкостью.

2. Исследование состава и свойств находящейся в продукции скважин твердой взвеси и влияние их характеристик на работоспособность скважинного оборудования.

3. Разработка модели разрушения коллектора и переноса твердой взвеси жидкостью в пористой среде.

4. Разработка рекомендаций по выбору технологического режима работы скважин, обеспечивающего минимальное содержание мехпримесей в продукции, выносимых потоком жидкости.

Методы решения поставленных задач

При теоретическом анализе в работе использовались методы математической физики, подземной и трубной гидравлики, теории вычислений и программирования, а также общие методы математического моделирования, в том числе с применением ПЭВМ. Отдельные задачи подземной гидравлики и геомеханики решались численными методами. При исследовании образцов мехпримесей, отобранных из скважин, применялась рентгеновская дифракция и гранулометрия. Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами и статистическим геолого-промысловым материалом об эксплуатации добывающих нефтяных скважин.

Научная новизна

1. Разработана расчетная схема определения количества взвешенных частиц в продукции добывающей скважины по изменению численного значения коэффициента распора (X,).

2. Уточнен механизм транспортировки твердой взвеси по стволу скважины в интервале «перфорация - прием насоса». Доказано данными промысловых исследований, что вся масса твердых частиц, выносимых на забой скважин, способна транспортироваться до приема при режимах отбора жидкости любым типоразмером электроцентробежного насоса.

3. Разработана гидродинамическая нестационарная инерционная модель фильтрации жидкости в пористой среде призабойной зоны скважины. Доказано, что на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в упругой пористой среде влияет ее инерционность. Создана модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора, приводящую к изменению проницаемости пористой среды из-за уменьшения эффективной пористости и позволяет получить изменение концентрации твердой фазы в пластовом флюиде во времени и пространстве.

4. Создана система управления процессом освоения и эксплуатации скважин, исключающая разрушение коллектора путем регулирования предельно допустимых значений расхода жидкости, пластового и забойного давлений, а также характеристик центробежного насоса.

Основные защищаемые положения

1. Методика определения количества взвешенных частиц в продукции скважин по коэффициенту распора (А,).

2. Механизм движения твердых частиц по стволу скважины, учитывающий скорости потока флюида, соответствующие режимам работы электроцентробежных насосов, и физико-химические свойства откачиваемой жидкости.

3. Модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующихся через пористую среду.

4. Система управления процессом освоения скважины с УЭЦН, откачивающей жидкость с допустимым содержанием механических примесей.

Практическая ценность

Разработанные рекомендации по расчету режимов работы скважин в настоящее время применяются в следующих предприятиях - операторах добычи нефти: ОАО «Самаранефтегаз», ООО «Сибнефть-Хантос». Их промышленное использование позволило значительно снизить концентрацию взвешенных частиц в продукции ряда скважин, тем самым повысить наработку подземного оборудования на отказ и межремонтный период работы скважин. В результате реализации разработанных рекомендаций на Приобском месторождении в промысловых условиях получено дополнительно 15000 т нефти, со снижением себестоимости нефти на 2.7%.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. академика М.А. Усачева «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск: ТПУ, 2002); техническом совещании в ООО «Нефтехимсервис - Самара» (г. Самара, 2005 г.); Международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения» (г. Самара: СамГТУ, 2006 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы, в том числе одна статья в издании, входящем в перечень ВАК. Три статьи опубликованы без соавторов. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, участие в теоретических и промысловых исследованиях, обобщение полученных результатов.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка используемой литературы. Текст диссертации изложен на 107 страницах и содержит 40 рисунков, 2 таблицы. Список использованных источников включает в себя 102 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шмидт, Андрей Александрович

3.4 Выводы

1. Исследование процесса переноса механической взвеси по стволу скважины позволяет предположить, что скважина, оборудованная практически любой установкой ЭЦН (вплоть до минимальной производительности ЭЦН-18-1200), способна транспортировать основной объем мехчастиц с забоя до приема насоса. Максимальный размер частиц, способных быть поднятыми до приема насоса составляет 0.6 мм (при вязкости нефти 2 мПа-с). С повышением вязкости жидкости ее несущая способность улучшается.

2. Разработана гидродинамическая инерционная модель фильтрации упругой жидкости в поровом пространстве призабойной зоны скважины. Данная модель позволяет рассчитывать воронку депрессии, в том числе и ее формирование, в процессе эксплуатации оборудованной УЭЦН скважины с заданным технологическим режимом работы - дебит жидкости, забойное давление.

3. Анализ гидродинамической модели показал незначительное влияние инерции на процесс перераспределения давления при радиальной фильтрации упругой жидкости в изотропном осесимметричном поровом пространстве со свойствами реального нефтенасыщенного коллектора. Это связано с относительно низкими значениями коэффициентов пьезопроводности и упругоемкости пласта, а также невозможностью мгновенного создания имеющимися техническими средствами значительных градиентов давления в прискважинной зоне.

4. Доказана аналогия процесса распространения твердой механической взвеси в жидкости, насыщающей пористую среду, явлению диффузии. Подобность рассматриваемых процессов позволила использовать законы, описывающие диффузию, для создания модели миграции мехвзвеси.

5. Разработана физико-математическая модель перемещения твердых частиц потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает такие явления как изменение проницаемости пористой среды из-за уменьшения эффективной пористости и адсорбцию взвеси на поверхности коллектора. Решение реализовано в виде конечно-разностной схемы и позволяет получить изменение концентрации твердой фазы в пластовом флюиде во времени и пространстве.

6. Описанные в разделе физико-математическая и гидродинамическая модели позволяют получить функцию изменения КВЧ в продукции скважины в процессе ее эксплуатации.

4. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КВЧ В ПРОДУКЦИИ

Практическим применением решенных в работе механико-математических и гидродинамических задач является разработка рекомендаций по эксплуатации скважин с высоким содержанием мехпримесей в продукции.

Как отмечалось выше, процесс вывода скважины на стационарный режим, а также ее установившаяся эксплуатация могут сопровождаться различными осложнениями. Этому способствует множество причин, связанных как с технологией и техникой добычи нефти, так и с материально-финансовым состоянием оператора добычи, производящего эксплуатацию скважин:

• отсутствие необходимого типоразмера насосного оборудования и т.п.;

• ограничения на гидродинамический режим коллектора в призабойной зоне, связанные с потерей прочности породы и началом выноса песка.

В связи с этим требуют ответа следующие вопросы. Какова вероятность эксплуатации без осложнений скважины, оборудованной заданной компоновкой «глубина спуска оборудования - насос», отличной от рекомендованной методикой подбора, а также полученной в результате подбора по методикам, не учитывающим нестационарные гидродинамические процессы и условие прочности породы пласта? Сколько продлится освоение скважины, при каких условиях этот процесс будет оптимальным? Если невозможна непрерывная работа скважины, как рассчитать режим периодической эксплуатации?

Возникает задача об управлении процессом освоения и эксплуатации скважины. В случае оборудования скважины электроцентробежным насосом, такое управление можно осуществить регулированием [95, 96] параметров работы, целью которого является обеспечение близости текущих значений параметров системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» к их требуемым значениям. Рассмотрим подробнее такую систему управления, схематически изображенную на рис. 4.1.

Объектом управления является призабойная зона скважины, возмущающим (входным) воздействием - изменение давления на забое, а реакцией - приток жидкости. Одна из главных ролей в такой системе отводится регулятору, с которым связана выработка и осуществление управляющих воздействий, а именно:

1. Отслеживание реакции системы па управляющее воздействие: сбор, передача и обработка информации о текущем состоянии. Реакцией системы на возмущающее воздействие является приток жидкости из пласта, вследствие чего происходит изменение КВЧ в продукции. Значит, в качестве У^) можно использовать именно количество взвешенных твердых частиц в продукции. В промысловых условиях наблюдение за этим параметром может производится, например, с помощью датчика КВЧ [48].

2. Принятие решения о корректировке текущего управляющего воздействия. Необходимость корректировки управляющего воздействия возникает при угрозе возникновения факторов, осложняющих процесс эксплуатации: превышение КВЧ предельно допустимого значения, снижение давления на забое скважины ниже предельного значения, приводящего к деструкции коллектора, и т.д.

3. Передача управляющего воздействия и преобразование его в форму, непосредственно воспринимаемую объектом управления. Призабойной зоной скважины воспринимается изменение давления на забое скважины, которое, в соответствии с уравнением (3.9), зависит от производительности центробежного насоса. Значит С>НАС(0 можно принять за опосредованное возмущающее воздействие Х^). Это воздействие, на основе принятого решения, регулятор и должен соответствующим образом изменить до значения Х*^). У

Рис. 4.1 Система управления процессом освоения скважины, оборудованной УЭЦН: X - первоначальное входное воздействие; X* - откорректированное входное воздействие;

У - реакция системы; Р - регулятор

Реально на скважине изменение производительности пасоса производится различными способами: от примитивного включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, а также штуцирования потока жидкости в выкидной линии, до технологически и технически сложных конструкций, некоторые из которых рассматривались выше.

Описанную систему управления можно распространить и на случай оперативной корректировки режима эксплуатации скважины, связанной с изменением режима работы залежи, таким как отключение системы поддержания пластового давления, остановка или ввод в эксплуатацию близлежащих добывающих скважин и т. д.

Решение сформулированной задачи управления сводится к отысканию разности дх(0=х(0-х'(0, для определения которой необходимо знать следующие отображения х(0->у(0; у(0->х'(0.

Другими словами необходимо иметь представление о том, какова реакция объекта управления на возмущающее воздействие и как должно измениться это воздействие в связи с полученной реакцией.

Классическая математическая теория управления поставленную задачу предлагает решать с помощью введения передаточных функций соответственно объекта управления и регулятора, представленного как звено обратной связи [95,96]: где х(р), у(р), х'(р)-отображения по Лапласу функций Х^), У^) и Х'^).

Такой подход достаточно трудоемок, поскольку предполагает не только решение дифференциальный уравнений в отображениях, но и обратное преобразование Лапласа из отображений в оригиналы, что зачастую вызывает затруднения.

Применим другой способ. Понимая под У (У) дебит скважины, а под Х^) - депрессию на пласт, вместо отображения х(0->у(0 будем использовать функцию дебита скважины (притока жидкости из пласта) от депрессии - (¿пл = /(ДР(0) или, с учетом уравнения работы скважины (3.9), от производительности центробежного насоса 0Ш[ = /((ЗнасО))- А это есть разработанная в предыдущей главе гидродинамическая модель системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» - разностные схемы (3.39), (3.31). Вместо отображения у(0->х'(0, требуемого для определения величины ДХ^) можно записать в явном виде условия необходимости корректировки Х^). Так как управляющее воздействие регулируется в зависимости от вероятности угрозы возникновения осложнений, то под такими условиями можно понимать критерий сохранения механической прочности коллектора (2.15)

4-1) где Рзаб, [р] - давление соответственно забойной и допустимое, не приводящее к разру

94 шению коллектора.

То есть в зависимости от выполнения условий (4.1) и текущего значения Х^) делается заключение о необходимости корректировки. Возможны следующие варианты: корректировка не нужна

ДХ(0 = О; требуется корректировка входного воздействия на величину дх(0=/(х(0,у(0).

В простейшем случае в качестве такой функции можно использовать выражения

ДХ(0 = Х(0; Х*(0 = <2нас=О> что интерпретируется как выключение центробежного насоса или дх(0=х(0-х'(0; х'(0=дНАС(0=ь-а.рНАС(0, что трактуется как его включение и работа (аппроксимация гидравлическая характеристика центробежного насоса прямой, в соответствии с (3.12)).

Под режимом освоения и эксплуатации скважины будем понимать ту последовательность управляющих воздействий {ДХ,}, вырабатываемых звеном обратной связи, к поиску которых и сводится задача. Причем важна не только величина управляющего воздействия, но и последовательность моментов времени {1,}, на которые приходятся эти воздействия.

Рассмотренную систему управления можно трансформировать в задачу оптимального управления процессом эксплуатации скважины, заключающуюся в отыскании оптимума целевой функции. В качестве такой функции принимается или величина КВЧ в продукции скважины или число управляющих воздействий, что соответствует в некоторых случаях задаче минимизации количества пусков УЭЦН.

Описанная система управления позволяет составить режим эксплуатации скважины, расчет которого сводится к последовательности действий.

1. Оценка добывных возможностей скважины и задание необходимого (проектного) дебита.

2. Подбор установки электроцентробежного насоса по одной из известных методик [64,65, 97,98,99,100,101 и т.п.], не учитывающих нестационарные гидродинамические и механические процессы, происходящие при освоении и эксплуатации скважины.

3. Оценка вероятности разрушения продуктивного коллектора в процессе освоения и эксплуатации скважины с заданным дебитом. Используем в качестве критерия предотвращения разрушения пласта условие (4.1). Достаточно точно забойное давление в скважине, оборудованной УЭЦН, можно определить пересчетом из давления на приеме цен

95 тробежного насоса (в случае оборудования установки термо-манометрической системой)

Рзаб(0=Рпр(0+Р-§-(Ьскв -Ьнасос) (4.2) где Рпр(0 -замеренное давление на приеме УЭЦН (в районе картера погружного электродвигателя) на момент времени I, создаваемое столбом жидкости Ьскв-Ьнасос со средней 2 плотностью р; g = 9.81 м/с ; Ьскв, Ьнасос - вертикальная глубина соответственно скважины и спуска УЭЦН.

Способ расчета средней плотности газожидкостной смеси на интервале «забой - прием оборудования» (р) рассмотрен в работах [49,98, 100,102,103].

Расчетные значения функции РЗАБ0) определим по разностной схеме (3.39), в обозначениях которой:

РзабОЬРО'

Перед проведением расчета по схеме (3.39) необходимо определить коэффициенты аппроксимации гидравлической характеристики центробежного насоса. Для получения характеристики, отвечающей откачке реальной газонефтеводяной смеси, пересчитаем по методике из работы [49] паспортную характеристику, снятую на воде:

П 09 Н°пт дннас = ' нас (4.3) 3.9+ 0.023-<325 где , - паспортные значения напора и производительности насоса на оптимальном режиме работы.

Затем по пересчитанной с использованием (4.3) гидравлической характеристики по (3.12) определяем коэффициенты а, Ь для интервала оптимальной производительности и участка характеристики, описывающей изменение параметров насоса в процессе освоения и эксплуатации скважины.

Далее выполняется расчет по разностной схеме (3.39) совместно с условием (4.1), в котором Рзаб определяется выражением (4.2).

Результатами такого расчета являются последовательности {ДХ(} и {I,}, а так же функция Опл =/(1).

Если ДХ( = 0, то вероятность разрушения коллектора минимальна. В противном случае получены вполне определенные рекомендации: в какой момент времени после включения установки и на сколько |ДХ;} изменить производительность УЭЦН во избежание разрушения продуктивного пласта.

4. Оценка количества взвешенных частиц в потоке добываемой жидкости.

Используя функцию = /(1) по механическим моделям (3.31) и (3.36) производится расчет величины КВЧ в потоке жидкости заданной динамики дебита (<3ПЛ = /(ДР^))) при имеющемся гидродинамическом режиме работы скважины.

Если в результате расчетов КВЧ превышает предельно допустимое значение, то последовательности {АХ(.} и соответствующим образом корректируются.

В качестве примера приводятся пример расчета по описанной выше модели для скв. 13121 ЮЛТ Приобского месторождения эксплуатирующей пласт АСп (рис. 4.2). Для заданной динамики дебита рассчитано среднемесячное забойное давление, а также среднее КВЧ в продукции. Адаптация осуществлялась изменением параметра О. В результате получено, что на скважине дебит завышен, т.е. созданы условия для разрушения коллектора. Также по настроенной на факт модели выполнялись прогнозные расчеты КВЧ исходя из заданной динамики дебита. Рекомендацией по данной скважине является ее эксплуатация с дебитом жидкости не превышающем 24 м3/сут, что приведет к снижению КВЧ в продукции до 20 мг/л.

При расчетах использованы следующие данные: Ок =0.146 м; Оикт =0.073 м; Р = 0.8 ; Рпл= 200-Ю5 Па Нпл = 11м; х = 0.024 м2/с; к = 1.9 мкм2.

На графике рис. 4.3 приведено распределение давление в ПЗС скв. 13121, получаемое при решении модели (3.29).

Всего выполнен расчет по 25 скважинам данного месторождения, предложены рекомендации по изменению технологических режимов их работы.

Дата

Динамика технологических параметров работы скв. 13121 ЮЛТ Приобского месторождения ( точки - фактические значения): — дебит жидкости; — КВЧ; забойное давление Рис. 4.2 а) разрез по линии скв. 13121 б) вил в плане Распределение давления в призабойной зоне скв. 13121

Рис. 4.3

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Твердые взвеси в продукции скважин являются проблемой для нефтяной отрасли в течение многих десятилетий. Задача заключается не только в предупреждении или остановке поступления песка, но и в необходимости поддержания рентабельного дебита скважин.

Для достижения поставленной цели в диссертации были решены следующие задачи.

1. Установлено, что доля ремонтов скважин с УЭЦН, связанная с наличием в продукции мехпримесей, составляет 10-И 5%; за последние 10 лет количество отказов по данной причине возросло в 2 раза. Скважины с высоким КВЧ составляют основу часто ремонтируемого фонда (МРП < 180 сут). Анализ современных способов прогнозирования мехпримесей и технологий эксплуатации скважин с большим КВЧ показал, что решения сводятся к поиску корреляций между КВЧ и параметрами работы скважин. Наиболее развитыми являются методы защиты от песка штанговых насосов, а эффективных технологий эксплуатации скважин с УЭЦН в настоящее время нет.

2. Исследование минералогического состава мехпримесей показало, что более 30% из них приходится на частицы породы. Потеря коллектором прочности происходит, в основном, за счет разрушения пластового цемента. Прочность образцов керна на 25-г30% выше прочности пород в массиве, что приводит к неверной оценке предельного давления флюида в пористой среде. Исследования по коэффициенту Пуассона, зависящего от состава породы и упаковки зерен, показали его определяющую роль в значении допустимого давления флюида, не приводящего к разрушению пористой среды. Сравнение фактических забойных давлений скважин с предельно-допустимыми расчетными значениями (исходя из лабораторных исследований предела прочности керна) подтверждает вероятность разрушения породы коллектора в ПЗС под действием высокой сжимающей нагрузки от вышележащих пород.

3. Установлено, что максимальный размер частиц, способных быть поднятыми до приема УЭЦН, составляет 0.6 мм при скорости потока выше 0,2 м/с (при вязкости нефти 2 мПа-с). С повышением вязкости жидкости ее несущая способность улучшается.

4. Разработана гидродинамическая инерционная модель фильтрации упругой жидкости в поровом пространстве ПЗС. Анализ модели показал незначительное влияние инерции на процесс изменения давления при радиальной фильтрации упругой жидкости. Это связано с относительно низкими значениями коэффициентов пьезопроводности и упругоемкости коллекторов, а также невозможностью мгновенного создания

100 имеющимися техническими средствами значительных градиентов давления. Доказана аналогия между распространением твердой взвеси в жидкости, насыщающей пористую среду, и диффузией. Это позволило разработать физико-математическую модель миграции твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора (изменение проницаемости среды из-за уменьшения эффективной пористости) и позволяет получить изменение КВЧ в пластовом флюиде во времени и пространстве.

5. На базе модели составлены рекомендации по выбору режима эксплуатации скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции. Промысловые испытания рекомендаций по скважинам №№ 12173, 15483, 16014, 13193, 13180 подтверждают возможность продолжительной работы и увеличения дебита скважин, эксплуатирующих, предрасположенный к разрушению коллектор (в том числе стимулированный гидроразрывом).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шмидт, Андрей Александрович, Уфа

1. Отчет о работе механизированного фонда скважин. г. Самара: ОАО «Самаранефтегаз», 2004.

2. Интернет-сайт ОАО «AJIHAC» www.alnas.ru

3. Интернет-сайт ОАО «БОРЕЦ» www.borets.ru

4. Интернет-сайт компании Baker Hughes www.bakerhughes.com

5. Интернет-сайт компании Schlumberger www.slb.com

6. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. //ОИ «Насосостроение». M.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1983.

7. Отчет о производственной деятельности ЦБПО ОАО «Самаранефтегаз». / Рук. В.А. Козлов, г. Самара: ОАО «Самаранефтегаз», 1998.

8. Отчет о состоянии фонда скважин, оборудованных УЭЦН. г. Нижневартовск: ОДАО «Самотлорнефть», 1997.

9. Отчет о состоянии фонда скважин, оборудованных УЭЦН. г. Мегион: ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», 1998.

10. Разработка и внедрение жидкостей глушения на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз». / Рук. Шмидт A.A. г. Самара: ООО «Нефтехимсервис-Самара», 2005.

11. Отчет о работе механизированного фонда скважин. г. Нефтеюганск: ОАО «Юганскнефтегаз», 2002.

12. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник. -М.: Недра, 1990.

13. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров A.A., Каштанов B.C., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: в 2 ч. М.: ГУП из-во «Нефть и газ» ГРУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

14. Кудрявцев И.А. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса мехпримесей (на примере Самотлорского месторождения): Диссертация на соиск. уч. степ, к.т.н. г. Тюмень, 2004 г.

15. Шмидт С.А., Эдельман И.Я., Парфенов Б.В., Шмидт A.A. Особенности эксплуатации добывающих скважин ЮЛТ Приобского месторождения в условиях выноса мехпримесей. // Нефтяное хозяйство. 2006. №12.

16. Зинченко И., Моисеев Ю., Гарагаш И., Баранский Н., Смирнов К., Козлов Е. Прогнозирование условий устойчивости на основе геомеханического моделирования. // Интервал. 2006. №12.

17. Eaton В. Graphical method predicting pressure worldwide. Word oil, 185,1972.

18. Katahora, K.W., 2005. Selecting which stress to use in velocity stress model for pressure estimation: SEG 75th Ann. Internat. Mtg., Expanded Abstracts, 1223-1225.

19. Сейд Рза, Мир Керим Оглы. Устойчивость стенок скважин. М.: Недра, 1981.

20. Техника и технология проведения ремонта скважин за рубежом: Обзорная информация. М., 1980.

21. Новое в технологии добычи нефти и ремонта за рубежом // Серия «Нефтепромысловое дело». Вып. 21. М., 1988.

22. Патент 3565176 США Е21В. Способ укрепления грунтов с помощью смол модифицированных эпоксидом.

23. Патент 1550713 Англия Е21В. Способ крепления призабойпых зон скважин.

24. Патент 3437145 США Е21В. Способ крепления рыхлых песков с применением фурфуриловых спиртовых соединений.

25. Патент 3612181 США Е21В. Метод закрепления слабосцементированных песков.

26. Новый процесс консолидации песка маловязкой эпоксидной смолой // J. Petrol. Technol. 1978. №12.

27. Субботин M.А. Исследование свойств быстродействующей смолы для крепления слабосцементированных пород призабойной зоны нефтяных скважин, тр. АзНИПИнефть, 1972.

28. Умрихина E.H. и др. О механизме крепления призабойной зоны пласта фенолоформальдегидной смолой, тр. БашНИПИнефть, 1977.

29. Дадыка В.И. Физико-механические свойства проницаемого полимерного материала для крепления призабойной зоны скважины, тр. ВНИИКР, 1977.

30. Соломатин Г.Г. и др. Крепления призабойной зоны скважины составом на основе эпоксидной смолы, тр. СевКавНИПИпефть, 1978.

31. A.C. 899855 СССР Е21В 33/13. Состав для крепления слабосцементированных пород и ограничения притока пластовой воды в скважину.

32. A.C. 1065580 СССР, Е21В 33/138. Полимерный состав для крепления призабойной зоны скважины.

33. A.C. 1585500 СССР Е21В 33/138. Способ крепления нефтеносных рыхлых песчаных пород.

34. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных скважин. // Серия «Нефтепромысловое дело». Выпуск 13. -М., 1987.

35. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин: Обзорная информация. М., 1980.

36. Бутко О.Г., Скуин Б.А. Усовершенствованная технология предотвращения выносапеска при термическом воздействии. М: ВНИИОЭНГ, 1985.

37. М. Casares, J. Talavera. Hydraulic fracturing as a sand control method. Experimental work on the VBR-24 well, Vibora Field, Bolivia. SPE 69584, 2001.

38. A.C. 1067204 CCCPO МКИ E211343/04. Устройство для создания скважинного гравийного фильтра.

39. Войтех Н.Д., Кипнис С.Г. Вопросы конструирования скважинных фильтров с фильтроэлементами из материала MP. // Нефтяное хозяйство. 1980. № 2.

40. A.C. 972058 СССР Е21В 43/08. Проволочный многослойный фильтр.

41. J. Eriksen, F. Sanfilippo, A. Kvamsdal, F. George, E. Kleppa. Orienting Live Well Perforating Technique Provides Innovative Sand Control Method in the North Sea. SPE 56472,1999.

42. Патент №2148708 РФ. Скважинное устройство для отчистки флюида.

43. Патент №2186252 РФ. Сепаратор твердых частиц и газа погружного электронасоса.

44. Патент №2217580 РФ. Фильтр для глубинных насосов.

45. Патент №2243415 РФ. Установка для добычи нефти из скважин / ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр" (RU).

46. Патент №2260117. Способ снижения влияния механических примесей на внутрискважинного оборудования / Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (RU).

47. Кудрявцев И.А. и др. Защита УЭЦН от механических примесей с использованием стоячих волн, сформированных ниже замка насоса / Нефтепромысловое дело. 2003. №10.

48. Интернет-сайт компании ClampOn www.clampon.com

49. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. пособие для техникумов. М.: Недра, 1989.

50. Титков Н.И. Экспериментальные исследования в области разработки глубоких нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 1964.

51. Тимошенко С.П. Теория упругости. М.: ОНТИ, 1937.

52. Лейбензон Л.С. Курс теории упругости. М.: Гостоптехиздат, 1947.

53. Ломтадзе В.Д. Изменение влажности глин при уплотнении их большими нагрузками. Зап. ЛГИ, т. XXXIX, вып.2,1953.

54. Мусхилишвили Н.И. Некоторые основные задачи математической теории упругости. -М.: Изд. Ан. СССР, 1954.

55. Кац A.M. Теория упругости. М.: Гостоптехиздат, 1956.

56. Бриджмен П.В. Физика высоких давлений. М.: ОНТИ, 1935.

57. Огибалов П.М., Кийко И.А. Поведение вещества под давлением. М.: МГУ, 1962.

58. Динник А.И. Удар и сжатие упругих тел: Избранные труды, т. I. Киев: АН. УССР, 1952.

59. Стаховская З.И. Изменение упругих параметров горных пород в зависимости от трехосного напряженного состояния. Тр. Института физики Земли им. О.Ю. Шмидта, вып 37(204). -М.: Наука, 1966.

60. Mann R. .L. Effect of Pore Fluids on the Elastic Propertises of sandstones. M.S.

61. Biot M.A. General Theory of Three Dimentional consolidation. J. Appl. Physics, v. 12, 1941.

62. Основные характеристики работы УЭЦН в нефтяных скважинах Миннефтепрома: Технические материалы. М.: 1982 г.

63. Д.Съюмен, Р.Эмле, Р.Снайдер. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлепиями в скважинах. М.: Недра, 1986.

64. Программный продукт по подбору оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН Wellflow.

65. Программный продукт по подбору оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН SubPamp.

66. Анализ отказов по ЭЦН. Сургут: СЦБПО ЭПУ, 1998.

67. Апанович Ю.Г. Нефть СССР. М.: Недра, 1987.

68. Пиревердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986.

69. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

70. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. М.: Недра, 1987.

71. Гукасов H.A., Брюховецкий О.С., Чихоткин В.Ф. Гидродинамика в разведочном бурении. 2000.

72. Султанов Б.З., Орекешев С.С. Вопросы выноса песка процессе эксплуатации нефтяных скважин. Нефтегазовое дело, 2005.

73. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986.

74. Попов А.Н., Головкина H.H., Исмаков P.A. Определение коэффициента бокового распора пористых горных пород по промысловым данным. Нефтегазовое дело, 2005.

75. Попов А.Н., Головкина H.H. Прочностные расчеты стенок скважины в пористых горных породах. Учебное пособие для студентов вузов. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.

76. Ломтадзе В.Д. Физико-механические свойства горных пород (Методы лабораторныхисследований). Л.: Недра, 1990.

77. Горные породы. Метод определения скоростей распределения упругих продольных и поперечных длин волн: ГОСТ 21153.7-84. М.: 1984.

78. Силаева О.И. Исследование с помощью ультразвука скоростей распространения упругих волн и упругих параметров в образцах горных пород при одностороннем давлении.// Тр. ин-та Физики Земли им. О.Ю. Шмидта. М.: Изд-во АН СССР. -1962.

79. Руппенейт К.В., Либерман Ю.М. Введение в механику горных пород. М.: Госгортехиздат, 1960.

80. Морева Е.В. Усовершенствование методов определения емкостных свойств коллекторов нефти с учетом их деформационно-напряженного состояния при разработке залежи. // Вестник недропользователя ХМАО. 2001. - № 8.

81. Добрынин В.М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. -М.: Недра, 1970.

82. Титков Н.И. Экспериментальные исследования в области разработки глубоких нефтяных и газовых месторождений. -М.: Наука, 1964.

83. Волорович М.П. Исследования физических свойств горных пород при высоких давлениях и температурах. .// Тр. ин-та Физики Земли им. О.Ю. Шмидта. М.: Изд-во АН СССР.-1966.

84. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоноснго пласта. М.: Недра, 1975.

85. Огибалов П.М. Поведение вещества под давлением. М.: МГУ, 1962.

86. Жданов А.С., Стасенков В.В. Комплексное изучение коллекторских свойств продуктивных пластов. М.: Недра, 1976.

87. Максимович Г.К. Методика исследования кернов. М.: Гостоптехиздат, 1948.

88. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. -М.: ВНИГНИ, 1978.

89. Временное методическое руководство по проведению физических и коллекторских свойств осадочных пород, определенных в лабораторных условиях на образцах, к пластовым термодинамическим условиям. -М.: ВНИИГеофизика, 1980.

90. Басарыгин Ю.М. Булатов А.И. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра-Бизнес», 2002.

91. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород. М.: Недра, 1984.

92. Комплексное исследование керна из разведочных и поисково-оценочных скважин на территории деятельности ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Тюмень: ОАО «СибНИИНП, 2003.

93. Michael J. Economides, Kenneth G. Nolte. Reservoir Stimulation. Third Edition. WILEY, 2001.

94. Андреев Ю.Н. Управление конечномерными объектами. М.: Наука, 1975.

95. Мороз А.И. Курс лекций по теории систем. М.: Высшая школа, 1978. - 240 с.

96. Галлямов М.Н., Батталов P.M., Узбеков Р.Б. Установление оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 12.

97. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин. /Р. н.-т. сб. «Нефтяное хозяйство». М.: ВНИИОЭНГ, 1971, № 12.

98. Справочная книга по добыче нефти. /Под. ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974.

99. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова/ P.C. Андриасов, И.Т. Мищенко, A.M., А.И. Петров и др. М.:Недра, 1983.

100. Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти: Учебник для техникумов. М.: Недра, 1979.

101. Ляпков П.Д. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины. /ОИ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1980.