Согласование работы элементов добывающей системы с учетом техногенных процессов при обосновании способа эксплуатации с вариантом компоновки скважинного оборудования

Лекция 1 (4 часа)

Тема:

I ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. При подборе режимов и типоразмеров скважинного оборудования необходима реализация системного подхода, основанного на согласовании элементов добывающей системы.

В более общем случае в этот перечень входят группа добывающих и нагнетательных скважин (объединенная пластом), подсистема ППД и сбора и подготовки скважинной продукции.

Необходимость учета системного подхода требует оценки интерференции (взаимовлияния) скважин при принятии технологических решений.

2. Если речь идет об одной скважине, элементы следующие: “пласт - скважина – скважинное оборудование”. Поэтому необходимо знать уравнение притока нефти в скважину, чтобы рассчитать забойное давление, необходимое для обеспечения заданного притока флюида. В свою очередь, величина забойного давления должна быть равна давлению в эксплуатационной колонне на глубине забоя. Зная давление в эксплуатационной колонне на глубине забоя, можно рассчитать давление также в эксплуатационной колонне на приеме скважинного оборудования (приеме насоса или у башмака НКТ) и т.д.

II. Оценка добывных возможностей скважины с учетом первичных техногенных процессов.

При оценке резерва в снижении забойного давления следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

1. Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления в случае линейной индикаторной линии.

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная Sсв.). Rк – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

На практике коэффициент продуктивности скважины ниже, чем рассчитанный по формуле (1): Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах:

проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;
проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;
деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S, который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м3/(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м3/сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора вариантов компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, то для повышения дебита скважин необходимо использование методов управления продуктивностью скважин – методов интенсификации добычи нефти – кислотные обработки, ГРП, зарезка боковых стволов и др.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 2 м3/(сут·МПа), то снижение забойного давления на 5 атм. приводит к увеличению дебита всего на 1 м3/сут.

Для выбора методов управления необходимо оценить параметры призабойной зоны скважины – проницаемость и размер.

Например, если призабойная зона скважины составляет 10 и более м, то СКО может быть неэффективна. Так бывает в карбонатных коллекторах, поглощающих глинистый раствор, жидкости освоения, мех. примеси и др.

Действительно, дополнительные фильтрационные сопротивления возникают вследствие образования вблизи скважины, так называемой, призабойной зоны. Призабойная зона имеет расчетные параметры kпзс и Rпзс (рис.2)

(4)

Формула (4) выводится, исходя из неразрывности фильтрующегося потока: приток к призабойной зоне должен быть равен притку к забою.

Естественно, между скин-фактором и расчетными параметрами призабойной зоны существует связь:

(5)

4. На практике часто пренебрегают размером призабойной зоны скважины и рассчитывают дебит по формуле (6)

(6)

При этом получают завышенное значение проницаемости призабойной зоны скважины. При обработке результатов гидродинамических исследований по большому числу месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири получен адаптационный коэффициент, позволяющий более адекватно оценить указанный параметр. Адаптационный коэффициент , т.е существуют оптимистический и пессимистический прогнозы.

Методика оценки параметров призабойной зоны скважины по ГДИС.

1. Определяется фактический коэффициент продуктивности скважины с использованием методов математической теории эксперимента (метод наименьших квадратов).

2. Оценивается завышенное значение проницаемости призабойной зоны (ф-ла 6).

3. С помощью адаптационного коэффициента уточняется проницаемость призабойной зоны.

4. Рассчитывается радиус призабойной зоны скважины (ф-ла 4).

5. Рассчитываются скин-фактор и приведенный радиус скважины.

Пример. Пусть при исследовании скважины методом последовательной смены установившихся отборов получена величина коэффициента продуктивности скважины, равная 2 м3/(сут·МПа). Необходимые для расчетов исходные данные следующие: проницаемость удаленной зоны (за пределами ПЗС)- 100·10-15 м2; радиус контура питания скважины 150 м; радиус скважины 0.1 м; вскрытая продуктивная толщина 10 м; объемный коэффициент и динамическая вязкость жидкости соответственно равны 1 и 5·10-3 Па·с.

Проницаемость пласта, определенная на основе коэффициента продуктивности, равна 13.47·10-15 м2, с учетом необходимости занижения указанного значения для ПЗС - kПЗС может находится в пределах от 9.6210-15 до 11.22510-15. Радиус призабойной зоны, определенный по формуле (4) находится в пределах от 14.83 до 37.97 м.

Таким образом, в качестве метода управления может быть предложена зарезкам бокового ствола, а не СКО.

Оценка параметров линейного уравнения притока

При низких депрессиях параметры призабойной зоны и скин-фактор являются параметрами ЛИНЕЙНОЙ модели притока. Эти параметры определяются по фактическим данным при гидродинамических исследованиях скважин методом ПСУО. Поскольку ГДИС является активным экспериментом, то интерпретация результатов осуществляется с помощью методов математической теории эксперимента (в данном случае – метод наименьших квадратов).

Пусть имеется активный эксперимент – Yi(Xi), i=1,2…n. Требуется определить параметры линейного тренда Y=A+BX по методу наименьших квадратов.

Критерии метода.

Параметры А и В определяются при решении следующей системы уравнений:

или

6. Оценка фактической продуктивности скважины.

В общем случае линейное уравнение притока имеет вид:

Если параметр С значим, то существует начальный градиент давления (С – отрицательное).

Так, имеются результаты ГДИС , требуется определить параметры линейного тренда Y-Q, X-.

ОЦЕНКА ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ СКВАЖИН

ПРИ ОТКЛОНЕНИЯХ ОТ ЗАКОНА ДАРСИ

I. Влияние деформационных процессов.

1. Если Рпл>Рнас и Рз>Рнас то при снижении забойного давления в пластах могут протекать деформационные процессы, а при уменьшении забойного давления ниже Рнас имеет место комплексное влияние деформационных процессов и роста газонасыщенности.

При протекании деформационных процессов пористость и проницаемость изменяются при изменении эффективного давления.

2. Рассмотрим случай, когда зависимость проницаемости от изменения эффективного давления при разработке экспоненциальная:

(1)

В этом случае оценку дебита предлагается проводить на основе средней по давлению проницаемости (Горбунов А.Т., Добрынин В.М. и др.):

(2)

В случае экспоненциальной зависимости

(3)

(4)

коэффициент снижения проницаемости определяется на основе геофизических исследований кернового материала (гидравлический обжим керна).

В специальной литературе формула (4) известна как модель притока в карбонатных коллекторах (для запасов в терригенных коллекторах деформационными процессами раньше пренебрегали). Сегодня известны месторождения, сложенные рыхлыми слабосцементированными породами с повышенным содержанием глинистой составляющей. Потому пренебрегать деф. процессами ни в коем случае нельзя. В некоторых случаях существует критическая депрессия, не связанная с ростом газонасыщенности, превышение которой приводит к снижению дебита.

3. Уточнить значения можно по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС) методом последовательной смены установившихся отборов (ПСУО):

(5)

- результаты ГДИС.

Перебирая значения и вычисляя F, можно уточнить значение :

(* - означает искомое значение )

4. Уравнение притока при протекании деформационных процессов:

(6)

При этом индикаторная линия является выпуклой к оси дебитов.

Рисунок 1. Аппроксимация испытаний различными уравнениями притока.

P.S.

Понятии “коэффициент продуктивности скважины” при нелинейной модели притока исчезает, если требуется дать прогноз дебита при снижении забойного давления.

При нелинейном уравнении притока (6) возможна его линеаризация:

Y=A+BX

Лабораторные исследования на образцах керна

Рисунок 2. -Результаты опытов относительного изменения проницаемости от эффективного давления: 1, 2 – чистые песчаники; 3,4 – глинистые песчаники

Примечание: 3 и 4 экспоненты имеют очень низкую точность оценки результатов исследований кернового материала, поскольку на самом деле зависимости более сложные.

Рисунок 3. - Зависимость k/k0 от внутрипорового давления для образца пород-коллекторов месторождения Хасси-Мессауд, скв. № 290

Рисунок 4. -Зависимость k/k0 от эффективного давления, скв. № 8, образец 222, месторождения Тенгиз (виден гистерезис проницаемости).

В этом случае деформационные процессы сопровождаются необратимыми потерями ФЕС – разрушение глинистого цемента, смыкание трещин, разбухание глинистых частиц при закачке пресной воды.

Влияние зависимостей, приведенных на рис. 3 и 4, приводят к снижению добывных возможностей скважин с ростом депрессии в определенных пределах. В этом случае индикаторные линии имеют вид подковы, т.е. существует критическая депрессия, превышение которой приводит к снижению дебита.

Рисунок 5. - Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной площади Красноленинского месторождения

Естественно, что рассчитать индикаторную линию в случае уменьшения дебита при осреднении проницаемости по давлению нельзя, т.к. интеграл не убывает.

Р.S. Снижение дебита с ростом депрессии можно получить при гидродинамическом моделировании по специальным методикам проведения расчетов.

Компьютерное моделирование техногенных процессов

Скин-фактор моделируется в пакетах по гидродинамическому моделированию в данных по скважине.
Если известны параметры призабойной зоны, то размер скважинной ячейки и проницаемость должны быть соответствующими. Эти параметры заносятся в данные по пласту.
Учет деформационных процессов.

Построение секторных гидродинамических моделей.

1. При построении секторных компьютерных моделей должны быть использованы гидродинамические сетки с высокой степенью измельчения, в т.ч. неравномерные сетки и локальное измельчение скважинных ячеек.

2. Неоднородный пласт представляется слоистым (с перетоками), причем каждый слой выделяется в регион с указанием необходимых зависимостей фильтрационно–емкостных и физических свойств: зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений систем “нефть-газ” и “нефть-вода”, а также изменение свойств нефти и газа как функции давления и температуры - PVT свойства.

3. Для учета деформационных процессов в пакете DESKTOP-VIP имеется возможность задать зависимости пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления. Эта возможность реализуется при использовании процедуры COMPACT REVERSE или COMPACT (если деформации носят необратимый характер).

4. Зависимости PVT свойств могут быть построены по корреляционным зависимостям, используемым в программных продуктах, а также по методикам, разработанным на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Методика входит в программу “Нефтяной калькулятор”.

Далее презентация по техногенным процессам.

PAGE 4

EMBED Equation.3