Анализ влияния временной консервации скважин на показатели их эксплуатации

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И ПРИЧИНЫ ИХ КОНСЕРВАЦИИ

1.1 Теоретические основы установления технологического режима работы скважин

1.2 Основные факторы, определяющие эффективность эксплуатации скважин

1.3 Основные причины консервации скважин

ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПРОИСХОДЯЩИХ ВО ВРЕМЯ КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

2.1 Теоретические основы деформации ВНК и ГНК

2.2 Факторы, влияющие на гравитационное разделение нефти и воды



ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И ПРИЧИНЫ ИХ КОНСЕРВАЦИИ

скважина консервация нефть месторождение

1.1 Теоретические основы установления технологического режима работы скважин

Обоснование и методы установления технологического режима эксплуатации газовых скважин

Выбор технологического режима работы скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых при проектировании и в процессе их эксплуатации. Технологический режим работы наряду с типом скважин (вертикальная или горизонтальная) предопределяет их число и, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете -- капиталовложения в освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти такие проблемы при проектировании, которые бы имели столь многовариантное и сугубо субъективное решение, как технологический режим. В большинстве случаев отсутствуют какие-либо обоснованные критерии, превышение которых было бы нецелесообразным. Позже на примере обоснования технологических режимов работы в условиях разрушения призабойной зоны и при наличии возможности обводнения скважин подошвенной водой будет показано, насколько условны принимаемые критерии технологических режимов работы скважин.

Особую трудность вызывает обоснование технологического режима работы горизонтальных скважин, для которого требуются как минимум два главных элемента: результаты специальных исследований, проведенных для обоснования режима работы скважин при стационарных режимах фильтрации; теоретические основы процессов, происходящих в пласте в условиях деформации, разрушения пласта, образования пробки, обводнения подошвенной водой, коррозии и т.д., достоверно описывающие (если это возможно) эти процессы. Низкая степень обоснованности технологических режимов в основном связана с тем, что для большинства факторов соответствующие теоретические основы, доступные для промысловиков, практически отсутствуют, а имеющиеся теоретические основы весьма далеки от описания истинных процессов, происходящих в пласте и в стволе скважины. Поэтому в настоящее время в разных проектах разработки, выполненных различными организациями, выбранные технологические режимы различаются даже при одинаковых геологических условиях. Ниже будут рассмотрены наиболее приемлемые рекомендации по обоснованию технологических режимов работы скважин при возможной деформации призабойной зоны, разрушении пласта, образовании пробки, обводнении подошвенной водой и коррозии скважинного оборудования.

В определенной степени из-за особенностей физических параметров газа вопросу научно обоснованной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин не уделяется должное внимание, в отличие от других наукоемких проблем освоения газовых месторождений. В имеющихся проектах разработки газовых месторождений коэффициент эксплуатации скважин, хотя и принимается равным 0,7ч0,83, фактически всегда очень близок к единице. Как правило, в проектах разработки в весьма обтекаемой форме отмечается, что необходимо изменить технологический режим работы скважин в процессе разработки. На газодобывающих предприятиях формально режим эксплуатации скважин ежеквартально контролируется и переутверждается, (даже ОАО «Газпром»), однако трудно назвать пример обоснованного технологического режима работы в действующих газовых месторождениях, учитывающий: конструкцию скважины (вскрытие пласта, способ вскрытия, наличие хвостовика, пакера, клапанов отсекателя, ингибирования, глушения, конструкции арматуры, переходников), устойчивость газоносных пластов к разрушению (весьма существенный фактор для обоснования режима скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области), наличие зоны многолетней мерзлоты в окружающей стволы скважин среде, многослойности и неоднородности залежей, последовательности залегания пропластков с различными емкостными и фильтрационными параметрами, наличие конденсата в газе, наличие нефтяной оторочки и воды (подошвенной или контурной), влияние продолжительности работы фонтанных труб и жидких компонентов на потери давления во времени, увеличение жидкости к концу разработки месторождения, кустовое расположение скважин, отложение солей в призабойной зоне и на поверхности фонтанных труб и другого скважинного оборудования, подключение скважин в общий коллектор с различными давлениями и температурами газа и т.д.

В целом в имеющихся работах, проектах и рекомендациях выделяется три тенденции (способа) в обосновании технологических режимов работы газовых и газоконденсатных скважин:

Режим работы скважины должен соответствовать 10ч15%-ному значению свободного дебита скважин (такой режим был использован на некоторых месторождениях США).

Режим работы должен соответствовать линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации, т.е. условию, когда уравнение притока газа описывается законом Дарси для газа, с целью экономии энергии газа в процессе разработки («энергосберегающий» дебит).

Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки в пределах интервала перфорации, образования конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов в призабойной зоне и в стволе, коррозии оборудования, многослойности и неоднородности по параметрам и по устойчивости каждого пропластка, конструкции скважины, давления насыщения, отложения солей, обвязки скважин и т.д.

Выбор первого способа практически лишен теоретических основ, так как этот метод не учитывает механических и упругих свойств пористой среды, наличие и близость подошвенной воды, возможность скважины при выбранном дебите обеспечить вынос примесей и минимальные потери давления, соответствие давления при выбранном дебите давлению коллектора, к которому подключены другие скважины.

Выбор второго способа не приемлем, прежде всего, потому, что в реальной пористой среде из-за ее макронеоднородности по фильтрационным свойствам при любом дебите существуют линейная и нелинейная зависимости одновременно. Для того, чтобы во всех каналах был справедлив закон Дарси, пористая среда должна быть идеальной, т.е. иметь одинаковые по форме и размерам фильтрационные каналы. В работе [12, 5] на примере реальных скважин показано, что при любом режиме в пористой среде в зависимости от размеров каналов имеет место и линейная и нелинейная зависимость между градиентом давления и скоростью фильтрации (см. гл. 3), что зависит от фильтрационных свойств пористой среды. Использование этого метода приводит к резкому росту числа скважин, ухудшает экономические показатели разработки, осложняет работу скважин с точки зрения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Этот метод неприемлем еще и потому, что при значительных пластовых давлениях (как, например на Карачаганакском, Астраханском, Оренбургском и других месторождениях) в любом случае требуется снизить давление на устье скважины до 12ч16 МПа (максимальное давление аппаратов по подготовке газа), при которых теряет смысл условие «энергосберегающий».

Таким образом, наиболее объективным способом обоснования режима работы скважины становится третий способ, который должен быть использован при прогнозировании показателей разработки.

По этому способу для обоснования режима работы проектных скважин необходимо учесть: географические и метеорологические условия района расположения месторождения, тип, форму, размеры и режим залежи, глубину и последовательность залегания пластов, емкостные и фильтрационные свойства пористой среды, наличие гидродинамической связи между пропластками, параметр анизотропии по пропласткам, составы и свойства газа, конденсата, нефти и воды, параметры водоносного бассейна, тип воды (подошвенная или контурная), конструкцию скважины, обвязку скважин, наличие многолетней мерзлоты в разрезе, устойчивость коллекторов, трещиноватость, направление трещин, изменение свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления, фазовое состояние и т.д.

Несмотря на необходимость учета такого количества различного рода факторов, влияющих на выбор режима работы скважин, к настоящему времени выделены всего шесть критериев, соблюдение которых позволяет контролировать устойчивую работу скважины. Эти критерии являются математическим выражением учета влияния различных групп факторов на режим эксплуатации. Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:

деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт, приводящих к снижению проницаемости призабойной зоны, особенно в трещиновато-пористых пластах;

разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных коллекторов;

образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации скважин и их влияние на выбранный режим работы;

образование гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины;

обводнение скважин подошвенной водой;

коррозия скважинного оборудования в процессе эксплуатации;

подключение скважин в общий коллектор;

вскрытие пласта многопластовых месторождений с учетом наличия гидродинамической связи между пропласткам и др.

Основные принципы выбора технологических режимов работы скважин. Критерии режимов

В каждом проекте разработки решается определенное количество принципиальных и множество второстепенных задач. К таким принципиальным вопросам относятся системы разработки, размещение и тип (вертикальная или горизонтальная скважина) скважин, их технологические режимы, система сбора и подготовки скважинной продукции и т.д.

Придание определяющего значения технологическому режиму работы скважин оправдано тем, что основная его задача сводится к обоснованию дебита проектных скважин. В свою очередь с дебитом скважин связаны число и обвязка скважин, что определяет отчасти экономические показатели разработки залежи. При выборе технологических режимов работы скважин проектируемого месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основного, определяющего режим эксплуатации, должны соблюдаться следующие принципы:

полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насыщающих пористую среду;

рациональное использование естественной энергии залежи;

выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов -- газа, конденсата и нефти;

полная гарантия надежности работы системы «пласт - начало газопровода» в процессе разработки залежи;

максимальный учет возможности снятия всех ограничивающих производительность скважин факторов;

своевременное изменение ранее установленных режимов, непригодных на данной стадии разработки месторождения;

обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей системы «пласт - газопровод».

Влияние различных факторов на режим эксплуатации скважин выражается следующими критериями:



dp/dR = сonst -- постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться скважины;

?p = pпл(t ) - p3(t) = сonst -- постоянная депрессия на пласт;

p3(t) = сonst -- постоянное забойное давление;

Q(t) = сonst -- постоянный дебит;

pу(t) = сonst -- постоянное устьевое давление;

v(t) = сonst -- постоянная скорость.

Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.

Исходя из перечисленных выше факторов, влияющих на технологический режим работы скважин, при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений следует учесть предлагаемые ниже рекомендации по выбору определяющего для данного месторождения фактора и соответствующего критерия технологического режима.

Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группы факторов для обоснования режима эксплуатации проектных скважин. При этом необходимо иметь сведения о наличии подошвенной воды, многослойности залежи и наличии гидродинамической связи между пластами, параметре анизотропии, наличии литологических экранов по площади залежи, близости контурных вод, запасах и проницаемости маломощных высокопроницаемых пропластков (суперколлекторов), устойчивости пропластков, предельных градиентах, с которых начинается разрушение пласта, давлении и температурах в системе «пласт - УКПГ», изменении свойств газа и жидкости в зависимости от давления, обвязке и условиях осушки газа и т.д. Если с учетом необходимых исходных данных, полученных по комплексу исследовательских работ и данных опытной эксплуатации скважин, установлен определяющий фактор, то выбор критерия должен быть следующим.

1. Режим постоянного градиента на стенке скважины следует выбрать, если пласт неустойчивый или слабоустойчивый и происходит разрушение призабойной зоны при повышении некоторого значения градиента давления. Величина градиента, исключающего разрушения призабойной зоны, определяется двумя способами: специальным исследованием скважины с целью определения зависимости dp/dR и количеством выносимого из скважины песка, естественно путем обеспечения выноса песка из забоя соответствующей конструкцией; изучением образцов породы в лабораторных условиях на разрушение. Однако отбор проб образцов породы в условиях неустойчивости практически невозможен и поэтому остаются только промысловые исследования на разрушение и вынос пород1.

Как правило, разрушение породы в зависимости от устойчивости пласта происходит начиная с некоторого значения градиента. Если пласт неустойчив к разрушению, то разрушение начинается при любом градиенте. Так, например, пласты сеноманских залежей разрушаются практически при любом градиенте давления. В таких случаях для проектировщика главным становится выбор значения градиента давления. Однако во всех проектах месторождений севера Тюменской области в сеноманских отложениях вместо градиента в качестве критерия использованы постоянные депрессии на пласт. Такой подход к выбору критериев показывает, что проектировщики не совсем понимают разницу между депрессией на пласт и градиентом давления в пласте. Градиент давления при одной и той же депрессии на пласт может быть неодинаковым и зависит от свойств пористой среды и фильтрующегося в ней флюида (рис. 1). Как видно из рис. 1, максимальный градиент давления приходится на зону, примыкающую к стенке скважины. Это означает, что если у стенки скважины обеспечивается устойчивость породы путем выбора соответствующего градиента давления, то за пределами этой зоны устойчивость к разрушению тем более будет обеспечена. Поэтому при обосновании режима необходимо построить для скважин по известным данным о параметрах пласта и газа зависимость градиента давления от радиуса зоны дренирования и установить величину Ap1 для выбранного AR1, где 0,1 < AR < 0,5 м, а затем сопоставить величину полученного градиента давления с табличными градиентами, установленными как предельные, превышение которых приводит к разрушению. Табличные значения предельно допустимых величин градиента давления, определенные различными исследователями, отличаются друг от друга для одних и тех же по устойчивости пород. Если у проектировщика по проектируемому месторождению будут более достоверные данные о величине допустимого градиента, то необходимо воспользоваться этими данными.

Рис. 1 Определение градиента давления в пластах с различными проницаемостями

Предельно допустимые градиенты давления в породах с различной устойчивостью, рекомендованные в работе [104], приведены ниже:

dp/dR < 0,005 МПа/см -- в неустойчивых коллекторах;

0,005 < dp/dR < 0,01 в слабоустойчивых коллекторах;

0,01 < dp/dR < 0,1 в среднеустойчивых к разрушению коллекторах;

0,10 < dp/dR < 0,15 МПа/см -- в устойчивых к разрушению коллекторах;

dp/dR > 0,15 МПа/см -- в высокоустойчивых, неразрушающихся коллекторах.

Крайне важно при обосновании технологического режима работы скважин, исходя из условий разрушения призабойной зоны пласта, установить характер зависимости количества твердых примесей в газе при различных градиентах давления и его изменение во времени при постоянном градиенте давления в пласте. Следует подчеркнуть, что связь градиента давления с количеством разрушающейся породы по месторождениям севера Тюменской области в сеноманских отложениях до настоящего времени неустановлена. Ниже в табл. 1 приведены данные о количестве выносимой породы из скважины при различных депрессиях на пласт на одном из действующих месторождений севера Тюменской области, которые показывают недоказанность выбранной депрессии на пласт по сеноманским отложениям. К сожалению, до настоящего времени ни на одном из действующих крупных газовых месторождений не установлена с высокой достоверностью связь между депрессией и количеством твердых примесей в газе. При обосновании режима работы скважин должно быть выбрано только определенное значение градиента давления, если разрушение призабойной зоны начинается практически при минимальной его величине. Естественно, что чем меньше градиент давления, тем меньше дебит и тем больше число скважин для обеспечения заданного отбора газа из месторождения. Поэтому при проектировании следует допускать возможность разрушения призабойной зоны из-за необходимости установления приемлемого дебита проектных скважин. Такой принцип заложен в большинстве действующих проектов сеноманских залежей газа, хотя абсолютная величина депрессии с количеством продукта разрушения не увязана до настоящего времени.

В условиях разрушения призабойной зоны при любом градиенте давления интенсивность разрушения и выноса породы, производительность проектных скважин, выход из строя скважинного оборудования и число скважин должны рассмотриваться с учетом как гидродинамики процесса, так и экономических показателей себестоимости добычи газа при различных количествах продуктов разрушения призабойной зоны и дебитах скважин.

Следует иметь в виду, что критерий в виде градиента давления в наименьшей степени изменчив в процессе разработки. Изменение градиента происходит только на поздней стадии разработки, при обводненных скважинах и после ремонта скважин. При режиме эксплуатации скважин с постоянным градиентом давления происходит изменение радиуса скважины, если скважина эксплуатируется с выносом, но эти изменения не влияют на дебит скважины, так как они незначительны.

2. Режим постоянной депрессии на пласт следует использовать, если существует возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной зоны, или обводнения скважины подошвенной водой.

Если в результате создаваемой депрессии на пласт опасность обводнения не существует, то величину ?p следует определить из зависимости между дебитом скважины и депрессией на пласт (рис. 2), построенной по данным исследования скважин методом установившихся отборов. На рис. 2 показаны три наиболее типичные зависимости дебита от депрессии на пласт: кривая 1, когда происходит практически линейный рост дебита от депрессии, что обычно имеет место в высокопродуктивных залежах, как например в скважинах, вскрывших сеноманскую залежь; кривая 2, когда, начиная с некоторой величины депрессии на пласт, происходит ухудшение фильтрационных свойств и снижение интенсивности роста дебита с ростом депрессии на пласт; кривая 3, когда скважина вскрывает низкопродуктивные пласты и к тому же с ростом депрессии на пласт существенно снижаются фильтрационные свойства призабойной зоны и поэтому при очень больших депрессиях на пласт дебит немного снижается, как это имело место на скважинах месторождения Чирен. Для наглядности на рис. 2 каждая типовая зависимость охарактеризована ростом дебита при зафиксированной постоянной величине депрессии на пласт (соответствующие им дебиты ?Q1, ?Q2 и ?Q3).

Таким образом, в случае отсутствия опасности обводнения скважины подошвенной водой необходимо построить такие зависимости по имеющимся скважинам, обобщить эти зависимости и выбрать предельные значения депрессии на пласт для проектных скважин и соответствующие им дебиты по скважинам в зависимости от расположения их на площади газоносности и вскрываемых эффективных толщин.

Рис. 2 Зависимости дебита газовой скважины от депрессии при различных проницаемостях пласта

Выбираемая депрессия должна быть увязана с конструкцией скважины, с необходимым давлением в коллекторе и другими факторами. Это условие особенно важно для зависимости, выраженной кривой 1, когда существует возможность увеличения дебита в результате дальнейшего незначительного увеличения депрессии на пласт.

Теперь рассмотрим случай, когда режим постоянной депрессии на пласт вызван наличием и близостью подошвенной воды и возможностью обводнения скважин. В таких случаях существует возможность определить допустимую депрессию на пласт в зависимости от вскрытия пласта, положения газоводяного контакта и вертикальной проницаемости пропластков от ГВК до нижней границы интервала перфорации. Прежде всего, следует детально ознакомиться с продуктивной характеристикой газоносных пластов с позиции наличия гидродинамической связи между пропластками с величиной вертикальной проницаемости этих пропластков и наличия непроницаемых экранирующих прослоев хотя бы локального характера. Наличие таких прослоев или низкой вертикальной проницаемости практически снимает ограничение на величину допустимой депрессии на пласт хотя бы для определенной части проектных скважин. Снятие ограничения даже для части скважин имеет важное значение, так как обводнение скважин подошвенной водой относится к категории факторов, с которым практически невозможно бороться. Причем опасность обводнения скважин даже при соблюдении величины допустимой депрессии на пласт, обусловленной наличием подошвенной воды, в процессе разработки непрерывно усиливается из-за подъема газоводяного контакта. При зафиксированной нижней границе интервала перфорации подъем ГВК требует периодического снижения допустимой депрессии на пласт. При снижении депрессии на пласт, из-за опасности обводнения и уменьшения толщины газоносного пласта, происходит практически более интенсивное снижение дебитов скважин.

Эти изменения должны быть рассмотрены и учтены при прогнозировании показателей разработки. Схематично эти процессы показаны на рис. 3, из которого видно, что при постоянной величине вскрытой толщины hвс и подъеме ГВК толщина газоносного пласта уменьшается от hги до hгт, а расстояние между ГВК и нижней границей интервала вскрытия от hгн - hвс до hгт - hвс. Чтобы сохранить первоначальную величину hгн - hвс, необходимо поднять нижний интервал вскрытия до hвс т, и тогда текущее расстояние между текущим положением ГВК hгт - hвс т будет одинаковым с начальным hгн - hвс. Это приведет к снижению дебита только за счет снижения газонасыщенной толщины пласта, а величина допустимой депрессии на пласт останется постоянной.

Следует обратить внимание на то, что величина допустимой депрессии на пласт зависит от свойств воды и газа (нефти при наличии оторочки), положения ГВК и вскрытия, т.е. нижней границы интервала перфорации, от вертикальной проницаемости пласта и активности подошвенной воды. Существует несколько методов для определения величин допустимых депрессий на пласт и предельных безводных дебитов скважин. Все рекомендованные к настоящему времени приближенные методы весьма отдаленно описывают физическую сущность процесса обводнения, и в абсолютном большинстве случаев прогнозируемые безводные дебиты не совпадают с фактическими дебитами и сроками обводнения скважин подошвенной водой. Причиной такого несовпадения является очень грубая схематизация процесса обводнения. Поэтому при обосновании безводного дебита основной задачей является оценка диапазона ожидаемых дебитов и депрессий на пласт при наличии подошвенной воды.

Рис. 3 Схема изменения положения газоводяного контакта и степени вскрытия пласта вертикальной скважиной в процессе разработки

Но главным остается проведение специальных исследований для подготовки исходных данных, используя которые, с помощью геолого-математических моделей можно с весьма высокой достоверностью определить сроки обводнения скважин и их безводные дебиты в зависимости от изменения давления на забоях скважин и общего падения пластового давления в зоне, дренируемой скважиной. Методика расчета допустимых депрессий на пласт и безводных дебитов будут рассмотрены в разделе 5.

Режим постоянного забойного давления довольно редко используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай pз = сonst связан с разработкой недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Такой режим недолговечен из-за того, что по достижении определенной величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебита скважин его заменяют другим режимом, более подходящим для данной стадии разработки залежи. Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме pз = сonst возможно при поддержании пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласт. На режиме pз = сonst временно эксплуатируются скважины Астраханского газоконденсатного месторождения.

Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможность бурить и обустраивать дополнительное число скважин. Такой режим можно временно использовать и при условиях добычи коррозионно-активного газа, когда интенсивность коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При этом режиме конструкция скважины должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей из забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок. Такой режим принят в основной массе скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области. На этих месторождениях допустимая депрессия на пласт, обусловленная разрушением призабойной зоны, установлена в размере ?pдоп = 0,5 МПа. Однако при такой депрессии на пласт на начальной стадии разработки месторождения дебит скважин доходил до 3 млн. м3 газа в сутки. Поэтому в проектах разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и других было установлено, что с начала разработки скважины будут работать с дебитом Q = 1,0 млн. м3/сут, но при этом в разных скважинах будут разные депрессии на пласт, изменяющиеся в диапазоне 0 ? ?p ? 0,5 МПа, и в каждой скважине по мере достижения допустимой величины депрессии ?p = 0,5 МПа = сonst дебит будет снижаться из-за нового режима. По большинству скважин этих месторождений принятый режим Q = 1,0.106 м3/сут = = сonst продолжался около 10 лет. Он искусственно ускорил ввод новых скважин и наземных сооружений, опережая капитальные вложения на освоение залежи, без особой надобности, в среднем на 5 лет. Проектанты и исполнители проектных решений таким способом дополнительно перестраховались от возможных нарушений по несвоевременному выполнению проектных показателей.

Низкая скорость у интервала перфорации, достаточная для удаления примесей, должна составлять v ? 5 м/с. Ниже этой скорости существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна равняться v ? 11 м/с. При этой скорости интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с. Таким образом, с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения потока по стволу должна составлять 5 ? v ? 11 м/с. С позиции потерь давления по стволу и минимальной коррозии желательно иметь по всей длине ствола скорость, равную 5 м/с, однако при этом требуются соответствующие, сравнительно большие диаметры обсадных колонн и фонтанных труб. В действующих проектах сеноманских залежей такие размеры в целом соблюдены (принято, что Dобс = 0,20 м, а Dфон = 0,15 м), что крайне редко встречается в мировой практике.

Соблюдение максимально допустимой скорости в практике проектирования возникло при обосновании режима работы скважин месторождений Краснодарского края из-за наличия в составе газа СО2 и Н2S и скважин месторождений, в газе которых содержится атомарная ртуть. Отсутствие соответствующего ингибитора против ртутной коррозии практически заставило в 1970-х годах главного консультанта по проектированию таких месторождений З.С. Алиева провести специальные исследования по изучению интенсивности ртутной коррозии от скорости потока и марки металла, используемого для скважинного и наземного оборудования. Эти исследования показали, что минимальная коррозия происходит при скорости 10 ? v ? 12 м/с. Результаты этих исследований и режим эксплуатации скважин одного из месторождений Германии приведены в работе [104]. Разработанные в этой работе рекомендации остаются пока единственными в этой области, так как до настоящего времени не разработаны ингибиторы ртутной коррозии. Борьба с ртутной коррозией возможна только путем применения цветных металлов, желательно в порошкообразном виде, что делает разработку таких месторождений нерентабельной.

Соблюдение режима v = сonst в пределах интервала перфорации может быть обеспечено не столько работой пласта, сколько конструкцией ствола скважины. Практически при любом дебите скважины существует возможность получения скорости, равной 5 м/с. Однако при обосновании режима такую скорость нужно установить после того, как будет определена продуктивная возможность пласта. Это означает, что сначала нужно определить производительность скважины, а затем выбрать соответствующую конструкцию.

Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок, причем не с начала разработки месторождения. Использование режима pу = сonst всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа. Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций.

Применение этого режима приводит к снижению дебита проектных скважин ниже проектных. Подобная ситуация возникает почти на всех месторождениях и приводит к временному уменьшению отбора газа из месторождения, не предусмотренному проектом.

Кроме перечисленных выше критериев, принято прогнозировать температурный режим работы скважин. Этот режим в качестве критерия требует, чтобы p з < pр и Т з > Тр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта, и p з < pр и Т з > Тр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в стволе скважины. Обычно возможность образования гидратов в призабойной зоне определяется только тогда, когда температура газа в пласте сравнительно низкая, чем характеризуются месторождения Якутии на глубинах до 2500-3000 м. Образование же гидратов в стволе скважин -- явление обычное. Так, например, гидраты могут образоваться в скважинах Оренбургского месторождения, где температура газа в пласте равна Т пл ~ 303 К. Детально этот режим, также как и другие режимы, будут рассмотрен ниже. Отметим лишь то, что обычно температурный режим определяется как второстепенный после выбора одного из шести рассмотренных выше режимов. Отчасти это связано с тем, что ограничения, вызванные возможностью образования гидратов, могут быть легко сняты путем ингибирования скважин против гидратообразования, хотя такое мероприятие требует от разработчика дополнительной затраты средств и повышает себестоимость добычи газа.

Одним из основных вопросов при проектировании разработки является определение срока действия (продолжительности) выбранного технологического режима работы скважин. Во всех действующих проектах этот вопрос затронут весьма поверхностно, и в них нет конкретных рекомендаций, когда и по какой причине из режима, установленного ранее, следует переходить на новый и на какой именно режим работы. В настоящее время такая работа выполняется либо новым проектом, либо весьма существенной корректировкой действующего проекта примерно к концу периода постоянной добычи газа. В проекте должен быть обоснован новый определяющий фактор и выбраны новые критерии и их численные значения для нового отрезка времени из общей продолжительности процесса разработки залежи. На поздней стадии разработки, как правило, возникают факторы, связанные с обводнением скважин и удалением из забоя жидкости, а также поддержанием на устье необходимого давления.

Несмотря на установленные режимы работы скважин в начале разработки и на поздней стадии, когда выбран новый режим, в проекте должен быть раздел по интенсификации притока газа к скважине. Эти методы по интенсификации должны снять ограничения, накладываемые на режим работы скважины различными факторами. К сожалению, в настоящее время невозможно снять ограничения, вызванные некоторыми определяющими факторами, такими как обводнения подошвенной водой или по «суперколлекторам», разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых коллекторов и т.д.

1.2 Основные факторы, определяющие эффективность эксплуатации скважин

Штанговые глубинные насосы (ШГН) - наиболее распространенный способ механизированной добычи нефти (~60% добычи в Северной Америке и ~70% во всем мире). Самая частая проблема, с которой приходится иметь дело при эксплуатации этих насосов, - это их низкая производительность в результате неполного заполнения насоса жидкостью. Это происходит, если производительность насоса превышает дебит скважины или из-за плохой сепарации газа на приеме. Производительность насоса снижается из-за попадания в него газа. Если скважины будут обслуживаться насосом, заполненным жидкостью, то это обеспечит их более эффективную работу и снижение производственных расходов. Для того чтобы работать с полностью заполненным жидкостью насосом, необходимо устранить попадание газа и контролировать продолжительность работы насоса, с тем чтобы объемная производительность насоса соответствовала притоку пластового флюида. Необходимо периодически контролировать работу системы, чтобы не возникали механические неисправности в насосе и поддерживалась эффективная эксплуатация скважин.

Одной из наиболее часто встречающихся проблем при работе ШНГ является неэффективное использование энергии. Частичное заполнение насоса жидкостью влечет за собой его низкую производительность и является обычно самым большим источником потерь энергии. Если скважины эксплуатируются посредством заполненных жидкостью забойных насосов, то результатом будет их более эффективная работа и низкое потребление энергии. Во-первых, необходимо исключить любое попадание газа в насос и добиться, чтобы в насосе не было механических неполадок, и, во-вторых, оптимизировать производительность насоса для того, чтобы постоянно удалять всю имеющиеся флюиды из ствола скважины. Можно внести простые изменения в число качаний и длину хода плунжера, чтобы подача насоса соответствовала потенциальному дебиту скважины. Контролируя продолжительность работы насоса с помощью контроллера отбора жидкости (КОЖ) или процентного таймера заполнения насоса, можно регулировать число ходов насоса в минуту, чтобы отбор жидкости был равен дебиту скважины.

В скважинах, эксплуатируемых в непрерывном режиме, производительность которых превышает дебит скважины, при движении плунжера вниз происходит его столкновение с газом, а затем и с жидкостью. Плунжер проходит через газ и встречает жидкость. В момент открытия подвижного клапана происходит быстрый сброс нагрузки штанг, при этом возникает ударная нагрузка на насосную систему. Она может вызвать спиральный изгиб колонны насосных штанг, износ насосного оборудования и НКТ, серьезные изменения нагрузки на насосные штанги и заметную ощущаемую вибрацию насосной системы. Система будет иметь больший эксплуатационный ресурс, если не будет происходить “удар” плунжера по жидкости в середине его хода вниз.

Анализ работы насоса требует проведения интегрированного анализа приводного двигателя, наземного оборудования, оборудования ствола скважины, забойного насоса, газосепаратора и коллектора. Этот анализ основывается на данных, полученных от датчиков уровня, динамометров, и датчиков мощности электродвигателя. Любые эксплуатационные условия, могущие помешать работе оборудования и соответственно добыче из скважины, немедленно анализируются с помощью имеющейся на площадке портативной системы. Используя интегрированный анализ, оператор может установить причину любой возникающей в процессе эксплуатации проблемы, контролировать условия функционирования

насоса, оптимизировать темпы отбора флюидов, и тем самым эффективно эксплуатировать скважины с ШГН.

Процесс определения эффективности подъема жидкости на поверхность начинается с проведения акустического обследования уровня добываемого флюида в колонне обсадных труб, динамометрических измерений и замеров мощности. Эффективное использование энергии при подъеме жидкости на поверхность в сочетании с динамограммой насоса, указывающе процент заполнения насоса жидкостью, обеспечивает всю необходимую информацию для оптимизации работы системы подъема жидкости штанговыми глубинными насосами.

Акустическое обследование уровня добываемой жидкости

Для определения глубины уровня добываемого флюида относительно глубины приема насоса необходимо провести акустическое обследование уровня жидкости. При наличии флюида над приемом насоса дебит скважины возможно не будет максимальным или приближенным к нему. Если неполное заполнение насоса вызвано поступлением в него газа, то над приемом насоса будет находиться некоторое количество жидкость (рис.1). Если эффективность добычи низкая и неполное заполнение насоса вызвано чрезмерны отбором жидкости из скважины, то в этом случае уровень жидкости должен находиться на приеме насоса или вблизи него (рис.2).

Большинство операторов хотят, чтобы добыча велась при максимальном или близком к нему дебите скважины. Вполне возможно, что производительность скважины может оказаться выше производительности насосной системы, но это не является нормой. Максимальный дебит (потенциал) скважины достигается в том случае, когда забойное давление в эксплуатируемой скважине ниже, чем статистическое давление в забое. Если на скважине имеется оборудование достаточной мощности, то для достижения максимального дебита скважины необходимо, чтобы давление на забое составляло менее 10% статистического забойного давления. Большинство значений забойного и статистического давления и анализов получают от замеров на устье скважины, производя акустические замеры расстояния до уровня жидкости в затрубном пространстве между обсадной колонной и НКТ, замеры давления в обсадной колонне, и расчет забойного давления. Во время проведения акустических замеров уровня жидкости можно провести небольшое испытание для определения зависимости аккумулируется в заколонном кольцевом пространстве, а свободный газ находится на приеме насоса. Неполное заполнение насоса является результатом того, что сепарация свободного газа из насоса не эффективна.

Для того чтобы точно определить условия в которых работает насос, необходимо наряду с результатами замеров уровня жидкости в действующей скважине использовать и динамограмму насоса, которая указывает процентное наполнение насоса жидкостью. Если оператору известно, что:

1) скважина эксплуатируется с максимальным дебитом,

2) высота столба жидкости выше глубины приема насоса,

3) насос не полностью заполнен жидкостью и

4) свободный газ поступает вверх в затрубное пространство

в таком случае оператор может определить, вызвана ли возможная низкая эффективность добычи неполным заполнением насоса из-за попадания газа или чрезмерным отбором жидкости из скважины.

Динамометр определяет процентное наполнение насоса

С помощью интегрированной системы сбора данных можно одновременно получить данные о мощности двигателя и динамометрические данные. Один технический специалист может за несколько минут произвести замер уровня жидкости, динамометрию и напряжения и силы тока. Тензодатчик может иметь подковообразную форму и устанавливаться на полированном штоке насоса между несущим брусом балансира и хомутом насосной штанги или иметь особую конструкцию, которая легко крепится к полированному штоку. Датчики силы тока и напряжения измеряют подводимые к двигателю ток и напряжение. Анализ работы забойного насоса ведется путем расчета динамограммы насоса по данным нагрузки и положения, замеренным на устье. Динамограмма представляет собой диаграммную кривую расчетных значений нагрузки на колонну штанг при различных положениях насоса. Основное назначение динамограммы ШГН показать эффективность работы насоса и дать анализ проблем, возникающих с внутрискважинным насосным оборудованием.

Чтобы убедиться, что насос не имеет механических неисправностей, необходимо провести испытания всасывающего клапана и подвижного клапана насоса, что является частью динамометрических замеров. Хотя испытания этих клапанов являются стандартной процедурой, интерпретация результатов требует, чтобы испытания проводились правильно. Для обеспечения воспроизводимости результатов и проверки их правильности необходимо провести серию измерений клапанов.

Определение скважин с малоэффективным использованием энергии

Одним из методов выявления проблем является определение общей эффективности насосной системы. Как показывает опыт, для этого необходимо только произвести замеры приводной мощности первичного двигателя, определить забойное давление фонтанирования и точные данные испытания скважины на приток. Проводится полный анализ мощности двигателя и тока с использование характеристик скважины и полученных данных. Эффективность насосной системы должна составлять примерно 50%, а если она будет ниже 35%, то необходимо принимать соответствующие меры.

Для анализa скважин, у которых эффективность насосной системы ниже 35%, можно применить следующую Таблицу 1 выбора решений. Для скважины из Рис.2, где уровень жидкости низкий и низкий уровень заполнения насоса, у оператора есть возможность улучшить эффективность скважины посредством контроля продолжительности работы насоса. Таблицу 2 выбора решений можно применить к анализу работы скважин, у которых эффективность системы превышает 35%.

Рис. 4

При сборе данных о мощности насосного агрегата основная цель- установить эффективность работы насоса. Следующая методика может улучшить общую эффективность работы системы:

1) Поддерживать высокий коэффициент наполнения насоса:

а) привести в соответствие требования к

отбору жидкости из скважины с притоком флюидов в ствол скважины.

б) устранить попадание газа в насос

в) использовать полную производительность

насоса для контроля его работы с помощью контроллера КОЖ или таймера

2) Если эффективность системы низкая, определить проблему и устранить неполадку

3) Проверять калибровку ваттметра

4) Довести до кондиции механическую/ электрическую часть насоса

5) Производительность насоса-качалки должна соответствовать скважинной нагрузке (нагрузка на редуктор должна составлять не менее 50% от номинальной величины)

6) При использовании двигателей, чья мощность значительно превышает требуемую и где средняя эффективность наземных двигателей ниже 50-60%, двигатель следует заменить (если его мощность в два раза превышает требуемую)

Позиции ранжированы таким образом, что в верхней части списка указаны наиболее экономически эффективные методы повышения эффективности насосной системы. Далее будут рассмотрены методы, необходимые для поддержания высокого коэффициента наполнения насоса.

Низкая эффективность системы может свидетельствовать о наличии механической неисправности на устье скважины или в забойном оборудовании. В случаях, когда значительный процент мощности, подводимой к насосной системе, теряется из-за механического износа и трения, оператор должен найти эти неисправности и устранить их, поскольку повышенный износ оборудования вызовет преждевременные отказы насосов.

Хотя эффективность работы насоса точно рассчитывается Эхометром TWM, который анализирует все переменные рабочего цикла насоса, производительность можно приблизительно выразить формулой:

Если результаты измерений мощности не совпадают со счетом, который присылает энергоснабжающая компания, тогда проблему следует искать в электросчетчике, который уже давно находится в употреблении или нуждается в калибровке. В масштабах всей компании механическая/ электрическая балансировка нагрузочного вращающего момента на редукторе насосного агрегата на промысле, как свидетельствует опыт, снижает потребление электроэнергии примерно на 12%. В зависимости от тяжести нагрузки на первичный двигатель, перемещение противовеса на небольшое расстояние, как правило, лишь незначительно улучшает эффективность системы. Скважинные условия изменяются с течением времени и оператор должен периодически проверять нагрузку крутящего момента на редукторе на всех системах ШГН на месторождении и регулировать противовес по мере необходимости.

Распространенным методом подбора требуемого двигателя является выбор следующего в этом диапазоне двигателя, мощность которого в два раза превышает расчетную мощность полированного штока, в результате чего электродвигатели, установленные на станках-качалках, имеют небольшое превышение по мощности. Обычно это приводит к тому, что электродвигатель с классом безопасности NEMA D имеет избыточный страгивающий вращательный момент, в то время как эксплуатационный КПД электродвигателя в целом составляет около 80%. Нормальная эффективность работы наземного оборудования системы ШГН лежит в диапазоне от 75% до 85%, при этом большая часть потерь происходит из-за низкого КПД двигателя.

Забойная сепарация газа

Попадание газа в насос в результате плохой сепарации газа в забое часто является причиной неэффективной работы насоса. Плохую сепарацию газа можно определить с помощью акустического уровнемера и динамометра. Если замеры уровня жидкости указывают на наличие высокого столба газообразной жидкости над насосом, однако динамометр показывает, что имеет место неполное заполнение насоса, то проблема кроется скорее всего в забойной сепарации газа. Устранение проблем с забойной сепарацией газа приводит к увеличению эффективности системы, повышению дебита

скважины, уменьшению межремонтного периода насоса, расходов на электроэнергию и техобслуживание.

Попадание газа в насос не устраняется постукиванием насосом по забою, работой насоса на чрезмерно высокой скорости, функционированием насоса-качалки в течение длительных периодов времени, увеличением давления в НКТ или давления в затрубном пространстве. Наилучшим способом забойной сепарации газа является установка приема нас ниже зоны поступления газа. Если необходимо установить прием насоса выше перфораций, то следует использовать газосепаратор. При использовании этого типа сепаратора обеспечивается полное заполнение насоса, если имеется достаточный приток жидкости из продуктивного горизонта.

Сепарация газа при установке приема насоса ниже пласта

Если установить посадочный патрубок не менее 10 футов ниже нижней границы перфорации, то в затрубном пространстве будет происходить эффективная сепарация газа, при этом не потребуется использовать удлинитель под посадочным патрубком. В этом случае обсадная колонна выполняет функцию наружной трубы скважинного газосепаратора. Этот удлинитель позволит оператору отбить забой, чтобы определить насколько скважина заполнена обломками выбуренных пород и не вдавить при этом обломки в посадочный патрубок. Удлинителем может быть перфорированный патрубок или звено колонны ниже перфорированного патрубка. Обычно используется резьбовая глухая пробка под подворотником, однако для того чтобы избежать прихвата, необходимо зачистить дно сепаратора до эффекта апельсиновой корки. Под основание насоса обычно опускается погружная труба. В данной ситуации погружная труба не требуется, поскольку ее использование приводит к увеличению потерь на трение и менее эффективной сепарации газа. На показаны газосепараторы, которые часто устанавливаются ниже интервала доступа флюидов.

Если наливной объем подобранного под НКТ сепаратора не превышает производительность насоса, то следует использовать сепаратор более высокой производительности, как на Рис. При этом ничего не крепят к НКТ ниже посадочного патрубка, но под насосом проходит погружная труба. Подбирать погружную трубу нужно таким образом, чтобы потери на трение внутри трубы были менее 0.5 кг/см2. Погружная труба должна



Рис. 5

Рис. 6

Располагаться на глубине не менее 10 футов от нижней границы зоны доступа флюидов. При использовании только погружной трубы увеличивается пространство между приемом насоса и обсадной колонной, что увеличивает объем жидкости. У большинства жидкостей низкой вязкости (< 10 cp) газовые пузырьки поднимаются примерно со скоростью 6 дюймов в секунду, поэтому объем жидкости составляет около 50 баррелей в сутки на кв. дюйм площади поперечного сечения кольцевого пространства в нисходящем потоке.

Сепарация газа при установке приема насоса выше пласта

Режим эксплуатации скважины может помешать установить насос ниже открытого ствола скважины или перфорированного интервала. Может потребоваться установка приема насоса выше точки поступления флюида в скважину из-за недостаточной пилотной части ствола, проблем с заполнением из-за твердых частиц, хвостовиков, и насосов-качалок меньшего размера. Установка насоса выше точки поступления газа требует других конструктивных решений для забойных газосепараторов. Наиболее часто используемым газосепаратором является стандартный сепаратор или дегазатор. Этот сепаратор, хотя он сравнительно недорогой, может работать эффективно при правильном выборе производительности и конструкции. Пример такого дегазатора приводится на Рис.5. Этот сепаратор обычно состоит из стандартных нефтепромысловых труб и перфорированных патрубков. Он включает секцию поступления флюида, а именно перфорированный патрубок, наружную трубу, которой служит звено колонны с глухой пробкой на основании, и погружную трубу на дне насоса. Скорость нисходящего потока флюидов между наружной трубой и погружной трубой должна быть менее 6 дюймов в секунду. Газовые пузырьки поднимаются со скоростью примерно 6 дюймов в секунду, и требуется меньшая нисходящая скорость, для того чтобы отделить свободный газ от добываемых флюидов. Другим конструктивным моментом должна быть зона между наружной трубой сепаратора и обсадной колонной. При скорости газового потока, превышающей примерно 10 футов/сек, жидкость поднимется и установится эмульсионный режим потока. Эта зона должна быть достаточной, чтобы не допустить эмульсионного режима и обеспечить поступление жидкости в сепаратор.

...