Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы повышения эффективности заканчивания и эксплуатации скважин 9
1.1. Состояние и перспективы разработки и эксплуатации месторождений Ставрополья 9
1.2. Анализ работ по вскрытию, освоению и йыбору режимов эксплуатации скважин 15
1.3. Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи пластов 31
1.4. Выбор направлений исследований. Постановка задач 40
2. Исследование и выбор технологий заканчивания скважин 46
2.1. Теоретические и экспериментальные исследования влияния депрессии на коллекторские свойства призабойной зоны 46
2.2. Динамика изменения забойного давления при вскрытии продуктивных пластов и глушении скважины 50
2.3. Оценка влияния проницаемости призабойной зоны на дебит скважины 56
2.4. Прогнозирование пластового давления и равновесной скорости бурения 59
2.5. Разработка алгоритма управления устьевым давлением при вскрытии продуктивного пласта 65
2.6. Исследование и разработка управляемых технологий обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) и ГРП 72
2.6.1. Анализ технологий воздействия на ПЗП 72
2.6.2. Разработка управляемых технологий воздействия на ПЗП 79
Выводы по разделу 2 88
3. Оптимизация режимов эксплуатации газлифтных и глубиннонасосных скважин 90
3.1. Газлифтная эксплуатация скважин 91
3.1.1. Методические вопросы выбора режимов эксплуатации 91
3.1.2. Применение компьютерных средств при выборе оптимального режима работы 97
3.1.3. Совершенствование периодической газлифтной эксплуатации скважин 99
3.2. Глубиннонасосная эксплуатация скважин 106
3.2.1. Анализ технических и технологических параметров работы насосных скважин 106
3.2.2. Определение оптимальных режимов эксплуатации ШГН 109
3.3. Разработка оперативных методов анализа и управления режимами работы газлифтных и насосных установок 117
3.4. Обоснование принципов оперативного определения параметров продуктивных пластов и пластовых давлений 122
Выводы по разделу 3 :. 127
4. Оценка эффективности геолого-технологических мероприятий по повышению нефтедобычи 129
4.1. Прогнозирование эффективности применения МУН и ОПЗ 129
4.2. Сравнительная оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов 134
4.3. Выбор методов воздействия на продуктивные пласты с целью повышения их эффективности 142
Выводы по разделу 4 146
Основные выводы и рекомендации 147
Список использованных источников
- Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи пластов
- Динамика изменения забойного давления при вскрытии продуктивных пластов и глушении скважины
- Применение компьютерных средств при выборе оптимального режима работы
- Сравнительная оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов
Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи пластов
Геологические исследования в Ставрополье начались в конце XVIII века, однако вплоть до 1918 г. они носили характер общегеологических изысканий и поисков источников водоснабжения.
В середине тридцатых годов прощлого века здесь проведены первые сейсмологические исследования в сочетании со структурным бурением, а в начале сороковых - начали систематические региональные геолого-съёмочные и поисковые работы с применением колонкового бурения.
Наиболее древними породами, вскрытыми разведочными и опорными скважинами, являются метаморфизованные палеозойские комплексы, относимые на большой части территории к каменноугольной системе.
Отложения мезозойской группы на территории области развиты неравномерно. Так, отложения юрской системы присутствуют только в пределах Северо-Кавказской моноклинали, Беломечетской синклинали, на юго-западном, юго-восточном и восточном склонах Ставропольского свода. Мощность юрских отложений колеблется от первых десятков до 500 м. Отложения неокома, представленные терригенными образованиями, распространены в основном на юго-восточном склоне Ставропольского свода. Мощность их увеличивается с северо-запада на юго-восток и достигает 200 м. Аптские и альбские отложения представлены терригенными породами суммарной мощностью от 50 до 500 м. Минимальные мощности отмечаются в центральной части Ставропольского свода.
Верхнемеловые отложения представлены карбонатными породами и распространены почти на всей территории межбассейновой области. Мощность отложений на Ставропольском своде составляет 180 - 485 м. Отложений кайнозойской группы распространены повсеместно и представлены в основном терригенным комплексом пород [1].
В пределах Ставропольской межбассейновой нефтегазоносной области выделяются два крупных тектонических элемента: Ставропольский свод и северный склон Большого Кавказа. Кроме того, выделяются структурные элементы более низкого порядка: Сальское поперечное поднятие, Манычский прогиб (Гудиловская мульда), Беломечетская синклиналь и Минераловодский выступ.
Геологическими работами, проведёнными в Ставрополье, установлены промышленные залежи нефти и газа в меловых, палеогеновых и неогеновых отложениях.
После Великой Отечественной войны были начаты поисковые работы на нефть и газ. В 1946 г. открыто Сенгилеевское газовое месторождение, связанное с хадумским горизонтом. С этого времени широкое развитие получили региональные, а затем и детальные площадные сейсмические исследования методом отражённых волн в комплексе с колонковым бурением.
В 1958 г. введено в эксплуатацию первое нефтяное месторождение Озек-Суат, в 60-ые годы освоены 6 месторождений, из которых относительно крупными являются Русский Хутор и Колодезное. В 70-ые годы введены в эксплуатацию 14 месторождений, в том числе Ачикулакское, в 80-ые - 15 месторождений, в том числе Пушкарское.
На отмеченные месторождения приходятся основные объёмы работ по воздействию на ПЗП скважин. Данные месторождения содержат около 50% остаточных извлекаемых запасов разрабатываемых залежей Ставрополья.
В таблице 1.1 представлены основные характеристики залежей, пластов, нефтей, вод упомянутых месторождений: Озек-Суат, Русский Хутор, Пушкарское, Колодезное, Ачикулакское [2,3].
Особенности месторождений: глубина залегания продуктивных горизонтов от 2700 до 3670 м; начальные пластовые давления выше гидростатических и составляют 28,1 - 37,7 МПа; нефти лёгкие, малосернистые, высокопа-рафинистые (до 28%), маловязкие; газосодержание - 23 - 406 м3/т.
Пластовые воды высокой минерализации (в среднем 100 г/л), обладающие при высокой температуре сильными коррозионно-активными свойствами. Отложений солей, выпавших из пластовых вод на стенках НКТ в процессе эксплуатации скважин с каждым годом прогрессируют (осложнения отмечены более, чем в 500 скважинах).
Содержание в попутном нефтяном газе углекислоты (от 2 до 16%) делает многофазный поток весьма агрессивным.
Высокое содержание парафинов в нефти обуславливает положительные температуры застывания нефти (от +7 до +45С) и образование парафиновых отложений в верхней части подвески НКТ и далее в системе сбора и транспорта нефти. Залежи нефти приурочены как к терригенным отложениям (нижний мел, юра), так и к карбонатным коллекторам (верхний мел, триас).
В таблице 1.2 даны суммарные фактические показатели разработки анализируемых месторождений за период 1986 - 94 гг.
Как видно из таблицы 1.2 , за рассматриваемый период добыча нефти снизилась с 752 тыс.т до 336 тыс.т (в 2,2 раза), причём падение начинается с 1990 г. и сразу высокими темпами. Падение добычи нефти очень чётко коррелируется со снижением объёмов закачки воды от 4,1 млн. м3 в 1987 г. до 1,0 млн. м3 в 1994 г. В этих условиях закономерно снижается дебит скважин по нефти с 6,9 т/сут. (1986 г.) до 2,1 т/сут. (1994 г.), то есть в 3,3 раза.
Динамика изменения забойного давления при вскрытии продуктивных пластов и глушении скважины
Таким образом, даже в случае отсутствия промывки и установившемся (известном) статическом уровне возможны самые неожиданные варианты поведе ния системы «скважина - пласт» в зависимости от соотношения
Если жидкость глушения, имеет свойства отличные от пластовых, то не представляет особого труда подобрать такие рж и // ., чтобы обеспечить значения параметров а Ь и жидкость глушения не будет фильтроваться в пласт. Рассмотрению вопросов применения вязко-пластических жидкостей или создания в призабойной зоне условий проявления начального давления посвящен ряд работ [65, 68, 69, 70].
При перепаде давления АР -АРо между скважиной и пластом нет взаимодействия, T.K.V=0. Причем нелинейность закона фильтрации (2.14) в данном случае проявляется не за счёт вязко-пластических свойств раствора, а за счёт изменения характеристик пласта, т.е. характерного размера пор.
При фильтрации вязко-пластической жидкости А Ро зависит от предельного напряжения сдвига и характерного размера пор, который по Миллионщи кову И.О. равен 4Шт (к- проницаемость, am- пористость пласта).
Зная проницаемость продуктивного пласта относительно рабочей жидкости (к) и его пористость (т), можно экспериментально установить коэффициент Сі и найти градиент давления ДРо / L , при котором рабочая жидкость не будет фильтроваться в продуктивный пласт. Для определения ДРо / L можно использовать известную формулу Лапласа АР = —-— (cos 6, — COs в22 где Пг - константа для капилляра пористой среды; а - поверхностное натяжение; Гк - радиус капилляра; 0i и 02 - углы смачивания, град. В частности для песчаника (образец длиной 25 мм) с фракционным составом от 0Д до 0,25 мм получается: Пг= 25/(2-0,1) =125; а =0,2 г/см2; 6, = 30; Оз = 80; rk = 0,005 см. Тогда 2-125-0,07-Ю- ,_ 0 05 АР0 1,12 а градиент давления - - - мпУ . .м г р I 2,5 Таким образом, при глубине проникновения равной 0,3 м потребуется перепад давления в 5 0,3 =1,5 МПа, т.е. можно вскрыть продуктивный пласт при репрессии, но без поглощения раствора. При этом возможная толщина проникновения фильтрата раствора составит всего 30 см. Техническая реализация такого способа может быть осуществлена двояко: - раствором с растворённым газом, давление насыщения которого больше Рт (пластовое), но ниже Рзаб (забойное); - использованием разгазирования пластовой нефти при вскрытии пласта с забойным давлением ниже давления насыщения.
В первом случае газовая фаза раствора доставляется до забоя в растворённом состоянии. На забое при давлении ниже давления насыщения газовая фаза выделится и создаст на продуктивном пласте область с начальным градиентом фильтрации.
Во втором случае для газонасыщенных нефтей продуктивный пласт вскрывается при забойных давлениях ниже давления насыщения. Выделяющийся из пласта газ создаст вокруг забоя тонкую цилиндрическую прослойку, а образовавшаяся в пристенном слое двухфазная система (газ + нефть) будет препятствовать проникновению раствора в пласт, т.е. появляется начальный градиент давления или проявляются вязко-пластические свойства у раствора. Удаление выделившегося газа после вскрытия пласта осуществляется повышением давления (шок) в призабойной зоне выше давления насыщения. Весь газ растворится и эксплуатация скважины начнётся при Рзаб Рнас.
Приведённые нами теоретические исследования, выполненные самостоятельно и заимствованные из указанных выше источников, показывают, какие тонкие механизмы задействованы для безаварийного вскрытия продуктивных пластов с целью обеспечения их потенциально возможного дебита [71]. Однако их реализация не может быть осуществлена без необходимой информационной обеспеченности. Отсутствие оперативной информации о состоянии призабойной зоны, об изменении характеристик призабойной зоны, о свойствах раствора в зоне контакта «скважина - пласт» во многом сдерживают применение указанных передовых технологий.
Рассмотрим количественные оценки изменения дебита скважины при коль-матации продуктивного пласта и эффективность повышения проницаемости призабойной зоны. Пусть имеется продуктивный пласт с радиусом контура питания Rk и начальной проницаемостью К0. В центре кругового пласта расположена скважина радиусом Гс . Давление на контуре питания Р (R=Rk), а на забое скважины (R=RC) забойное давление равно Рс . Пусть в результате вскрытия пласта проницаемость в зоне Re R Ri , стала равной К] , а в остальной зоне осталась Ко (рисунок 2.4). Строгое решение данной задачи хорошо известно [60, 61, 62, 69, 70], т.к. оно аналогично уравнению (2.5).
Применение компьютерных средств при выборе оптимального режима работы
В таблице 3.1 нами показано, что в ОАО «Роснефть - Ставропольнефтегаз» объём добычи нефти, приходящийся на ШГН и ЭЦН составляет соответственно 6,7% и 5,3% при средних дебитах нефти 7,9 т/сут и 6,8 т/сут.
За последние годы насосный фонд ОАО «Роснефть-Ставропольнефтегаз» непрерывно растёт за счёт перевода фонтанных и газлифтных скважин, и к 01.01.2000 года составлял 150 скважин, в том числе: ШГН - 95 скв., ЭЦН - 81 СКВ. и УЭДН - 24 СКВ. При этом: работающий фонд - 30%; простаивающий фонд - 6%; бездействующий фонд - 50%; в консервации и ожидании ликвидации-14%.
Сбор и обработка статистических данных по всем четырём цехам добычи нефти и газа (ЦДНГ) позволил определить средние характеристики технических параметров работы насосных скважин, которые приведены в таблицах 3.4; 3.5 и 3.6 [94].
Как видно из таблицы 3.4, в ОАО «Роснефть - Ставропольнефтегаз» для эксплуатации скважины ШГН используются в основном насосы трёх типоразмеров: НВ32; НВ44 и НВ57. В качестве наземного оборудования используются станки-качалки четырёх типоразмеров СКД-5;6;8 и ПШГН8. Средняя глубина спуска насоса 1256 м; длина хода полированного штока 1,8 м; число качаний 5,9 мин" .
Для подъёма жидкости на поверхность используются НКТ диаметром 73 мм и 89 мм и штанги диаметром 19 мм и 22 мм.
Как видно из таблицы 3.5 основной фонд скважин, оборудованных погружными электродиафрагменными насосами (УЭДН), имеет глубину спуска 990 м. Для подъёма жидкости используются НКТ диаметром 60мм, спущенные на ту же глубину.
Объём добычи нефти по насосным скважинам распределяется следующим образом: ШГН - 60 тыс. тонн, ЭЦН - 30 тыс. тонн и УЭДН - 20 тыс. тонн.
Анализ технических и технологических параметров глубиннонасосных установок, аналитические расчёты и прогнозный анализ состояния основных месторождений ОАО «Роснефть-Ставропольнефтегаз» показал, что для условий Ставрополья минимальные затраты на добычу 1 тонны нефти приходятся на ШГН. В этой связи были проведены дополнительные исследования по оптимизации режимов работы ШГН относительно аналитически рассчитанных режимов эксплуатации с целью учёта локальных особенностей каждой конкретной скважины.
При установлении оптимального режима работы ШГН обычно пользуются аналитическими методами, исходя из потенциальных возможностей продуктивного пласта с учётом большого числа факторов, которые подробно освещены при анализе выбора способа и режима эксплуатации скважин (раздел 1). Однако определяемые таким образом нормы (дебиты) отбора зависят от ряда факторов [95,96,97] и принимаются при условии пропорционального отбора по всей продуктивной площади.
Вместе с тем, небольшие погрешности в определении параметров системы «скважина - пласт» могут привести к тому, что выбранный режим работы ШГН будет не оптимальным и «доводку» необходимо осуществить при работающей установке непосредственным экспериментированием на ней.
Простейшим и в то же время эффективным методом экспериментального поиска оптимума является метод эволюционного планирования (ЭВОП), разработанный Боксом и Хантером [98].
Хантер [98] определил «эволюционное планирование» как «метод, заставляющий производственный процесс давать информацию о самом себе, которая немедленно используется без ухудшения качества продукции и уменьшения производительности». ЭВОП основано на внесении небольших возмущений в независимые переменные процесса и регистрации нормального и возмущённого откликов объекта.
Методика исследований и обработки измерений подробно изложена в подготовленном совместно с Антониади Д.Г., Гилаевым Г.Г. и др. СТП 39-002-02 [99], введённым с 01.10.2002 в ОАО «Роснефть-Ставропольнефтегаз».
Под оптимальным режимом работы ШГН понимается режим, обеспечивающий максимум (или минимум) выбранного показателя работы установки (дебит скважины по нефти, дебит по жидкости, затраты на добычу 1 тонны нефти и т.п.).
В практике выбора режима работы ШГН в качестве показателя оптимизации часто выбирается содержание нефти в общем отборе жидкости, а в качестве показателей режима работы установки - число качаний п или длина хода полированного штока S [95].
Предлагаемый метод эволюционного планирования эксперимента [98] позволяет одновременно изменять оба параметра (п и S) по заранее построенному плану в отличие от одномерных исследований (п или S).
Однако применение 2-х факторных планов более удобно и не требует больших затрат времени и средств.
Для проведения исследований составляется факторный план 2x2 с заданной центральной точкой, в качестве которой выбирают те значения переменных S0 и п0, на которых работала установка до проведения исследований (рабочий режим). Шаг варьирования А п и AS выбирается из технологических возможностей установки.
Сравнительная оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов
Так как в приведенном примере Л то принимается гипотеза Н0. ЭтЭ означает, что между системами I и II нет никакой разницы, т.е. цементный раствор с химическими добавками по успешности не уступает конкурирующей системе. Если бы использовались для сравнения оценки в процентах, то предпочти 97 18 7i 100 = 82%, Уп — 100 0 67%% не тельной оказалась бы система I, т.к. верный вывод, т.к. статистически не обоснован. Пример 4.2. В отчёте о НИР по договору Р16.95-96 ОАО «НК «Роснефть» «Современное состояние в нефтегазодобывающей отрасли с внедрением методов воздействия на призабойную зону пласта в добывающих и нагнетательных скважинах», 1996 г., приводятся данные по 3-м различным видам обработок, проведенным в ОАО «Роснефть-Ставропольнефтегаз» в период с 1986 по 1994 годы. Требуется дать оценку их эффективности.
Исходные данные приведены в таблице 4.6 и условно разбиты на 3 группы по величине эффекта: высокий, средний и низкий эффект. Таблица 4.6 - Количество ОПЗ и их характеристика
Аналогично примеру 3 последовательно находимте из ( - Л) и х2Выч=25,7. Табличное значение %2ВЬІЧ=9,45 (при а=0,05 и d=4))
Так как вычисленное значение %2BвI4 ч =5,7 7ольше еабличного о\ =9,45, то принимается гипотеза Hi, заключающаяся в том, что операции по своей эффективности отличаются друг от друга. Наиболее эффективными являются глино-кислотные обработки, а самыми не эффективными - соляно-кислотная обработка.
В заключении необходимо ещё раз подчеркнуть следующее: - в связи с тем, что объемы испытаний существующих и конкурирующих систем могут различаться на порядок, то оценка их сравнительной эффективности по % благоприятных исходов является статистически не обоснованным и не верным; сравнительную оценку двух систем необходимо проводить по статистически обоснованным критериям Фишера или % - Пирсона в зависимости от суммарного объема испытаний систем.
Выбор методов воздействия на продуктивные пласты с целью повышения их эффективности
С целью оценки эффективности технологических мероприятий МУН и ГТМ нами совместно с ОАО «Роснефть-Термнефть» собраны и обобщены данные по основным методам воздействия, применяемым в ОАО «НК «Роснефть» за последние годы.
По своему физико - химическому воздействию и применяемым технологиям все проводимые технические операции по увеличению нефтеотдачи пластов условно разделены на четыре группы: 1. Химические методы, куда входят все виды кислотных обработок и их модификации; 2. Физико - химические методы, охватывающие все виды воздействия и их модификации по применению ПАВ и мицелярных растворов; 3. Физические методы, т.е. гидроразрыв пласта, гидроудар со свабировани-ем, метод переменных депрессий, воздействие скважинным генератором гид-родинамичесих колебаний и генератором импульсных давлений; 4. Термические методы, включающие паратотепловые и водотепловые обработки скважин, обработку горячей нефтью, внутрипластовое горение. Распределение операций по приведенным выше группам обработок, выполненных в ОАО «ЕК«Роснефть» за последние годы приведено в таблице 4.7.
Из сравнения критериев видно, что первой и третьей, а также второй и четвёртой групп по вероятности успеха неразличимы. А группы первая и вторая, первая и четвёртая, а также третья и четвёртая различаются по вероятности успеха.
Это означает, что вероятность технологического эффекта в группах 2 и 4 выше, чем в 1 и 3. Вероятность успешности технологических мероприятий групп 2 и 4 составляет Р2,4=0,65, а для групп 1 и 3 - Рі 3=0,61.
Однако из таблицы 4.8 следует, что по дополнительной добыче нефти на 1 скважино-операцию группы можно ранжировать в.следующем порядке AQ3 AQH AQI AQ2. Отсюда следует, что методы гидравлического разрыва пласта (ГРП), гидродинамические, импульсные, термические и другие методы воз 145 действия групп 3 и 4 более эффективны по сравнению с химическими и физико-химическими методами, входящими в 1-ю и 2-ю группы. Учитывая вероятностный характер успешности проведения технологических мероприятий, экономический эффект можно записать в виде: Э=(Ц - Зуп)-р-ддД0П - Зоп, где Ц- средняя цена 1 тонны нефти по предприятию, руб/т; Зуп - условно переменные затраты по технической подготовке 1 тонны дополнительной добычи нефти, руб/т; Р - вероятность успешности мероприятия (операции), которая для групп 1 и 3 равна Р,,3=0,61, а для групп 2 и 4 Р2,4=0,65; Д(3Д0П -дополнительная добыча нефти от проведения одного мероприятия на скважине, тонн.
Приравнивая Э=0, можно определить максимальное количество дополнительной добычи нефти, которая окупает затраты на проведение мероприятия на скважине, т.е. минимальный удельный эффект AQmin = 30п/ (Ц - Зуп) Р.
Для условий ОАО «Роснефть-Ставропольнефтегаз» условно переменные затраты составляют примерно 10% от стоимости 1т нефти, поэтому приведённая выше формула примет вид AQmin = 30П/ 0,9 Ц Р При альтернативном выборе методов внутри каждой из групп (1-4) все «К» возможных мероприятий ранжируются в порядке возрастания (AQ AQ2 AQ AQ AQk , где К - номер операции по ранжированию) и применяется одна из двух стратегий: - первая (осторожная) - выбирается то мероприятие, которое даёт AQ1\ т.е. минимальное из минимальных; - вторая (оптимистическая) - прогнозируется ожидаемая добыча (AQnp) нефти и выбирается то мероприятие i, для которого AQnp= AQ1. Вторая стратегия для мероприятий одной группы применялась нами при выборе скважин для проведения ГГРП. При альтернативном выборе мероприятий между группами выбирается первая стратегия, т.е. та группа обработок, для которой AQmin Разработки данного раздела включены в учебные пособия и [122,123].
