Содержание к диссертации
Введение
1. Постановка задач исследований 13
1.1. Краткое состояние работ в области вызова притока и освоения скважин 13
1.2. Способы вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН 14
1.3. Анализ работ по выводу скважин на режим за период 2011-2014гг в ОАО «Самаранефтегаз» 20
1.4. Выводы 26
2. Разработка математической модели процесса вывода на режим скважины, оборудованной УЭЦН 27
2.1. Основные составляющие системы «пласт-скважина-УЭЦН» 27
2.2. Технология процесса вывода скважины на стационарный режим работы 29
2.3. Исследование изменения плотности продукции в затрубном пространстве при пуске скважины в работу после глушения 33
2.4. Основные положения математической модели процесса вывода скважины на режим, оборудованной УЭЦН 38
2.5. Выводы 48
3. Обоснование методов прогнозирования процесса вывода на режим скважины, оборудованной УЭЦН 50
3.1. Методика определения пластового давления по кривой вывода скважины на режим 50
3.2. Предварительный прогноз вывода скважины на режим после глушения 57
3.3. Методология прогноза процесса вывода на режим скважины по текущим значениям динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины 69
3.4. Выводы 86
Основные выводы и рекомендации 88
Список сокращений и условных обозначений 90
Список литературы
- Способы вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН
- Анализ работ по выводу скважин на режим за период 2011-2014гг в ОАО «Самаранефтегаз»
- Исследование изменения плотности продукции в затрубном пространстве при пуске скважины в работу после глушения
- Методология прогноза процесса вывода на режим скважины по текущим значениям динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины
Способы вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН
Основной задачей данного раздела диссертации является обобщение способов вывода на режим скважин, оборудованных установками электроцентробежными насосами. Запуск в работу и вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН, регламентируется соответствующими утвержденными нефтедобывающими организациями документами [91]. Также в этих инструкциях описаны действия, которые необходимо совершить, при непредвиденных обстоятельствах в процессе ведения работ по выводу скважины на режим. Вывод скважины на режим за один пуск установки ЭЦН
Такой способ самый благоприятный для установки, поскольку исключает дополнительные пуски и остановки, и при котором вывод на режим осуществляется в один пуск установки ЭЦН в работу. При таком способе не производится контроль за проведением самого процесса, т.к. угрозы выхода из строя установки минимальны. На производстве такой вывод на режим осуществляется довольно редко, т.к. отсутствуют соответствующие условия
Циклический способ запуска в эксплуатацию скважины
Данный способ является наиболее распространенным в практике вывода скважины на режим. Способ заключается в следующем. Установку включают в работу. При снижении динамического уровня в скважине до определенного допустимого значения и при отсутствии или малом притоке жидкости из пласта производят отключение УЭЦН для охлаждения ПЭД [41]. Кроме того, остановка УЭЦН может быть связана с целью предотвращения срыва подачи центробежного насоса вследствие снижения динамического уровня до приемной сетки насоса (расстояние от уровня жидкости в затрубном пространстве до приема насоса должно быть не менее 200-400 м). Спустя определенное время, в течение которого происходит накопление жидкости в затрубном пространстве скважины, установку вновь включают в работу.
Следовательно, цикл вывода состоит из двух операций: работа насоса с целью откачки жидкости из скважины и создании депрессии на пласт; остановка УЭЦН с целью предотвращения срыва подачи и обеспечения охлаждения ПЭД. Количество циклов «включение-отключение» индивидуально для каждой скважины и может изменяться в широких пределах. Вывод на режим скважины при сложных геологических условиях (низкая проницаемость, низкая пористость, низкие гидро- и пъезопроводность пласта) может быть долгим и составлять более 5 дней, что значительно снижает эффективность добычи нефти. Большое количество пусков-остановок УЭЦН увеличивает вероятность отказа подземного оборудования и уменьшает наработку на отказ установки. Недостатком данного способа, также является отсутствие алгоритмов и методик определения следующих технологических параметров: 1. Время начала притока жидкости из пласта, необходимое для оценки момента остановки установки для охлаждения ПЭД. 2. Динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, при котором появится приток жидкости из пласта. 3. Время окончания снижения динамического уровня жидкости и начала повышения его в затрубном пространстве скважины. 4. Максимальный динамический уровень в затрубном пространстве, который достигнут в процессе вывода на режим. Обычно на практике указанные значения определяются только в момент их наступления. И определенные таким образом они, как таковые, не несут полезной информации.
В настоящее время для контроля работы УЭЦН в скважине используются специальные измерительные приборы, которые включают в состав УЭЦН [104], но на практике обычно не весь фонд оборудован такими приспособлениями, и часто при больших нагрузках на ПЭД они выходят из строя или показывают неверные значения.
Решение некоторых обозначенных выше проблем приводится в литературе. Защитой от срыва подачи насоса является включение в состав УЭЦН газосепаратора или спуском установки на значительную глубину [34]. Техническое состояние электродвигателя можно определить путем сравнения номинальной и развиваемой мощности [88]. А в качестве защиты ПЭД от перегрева предлагается установка различных приборов и устройств [59, 60]. Например, существуют рекомендации использовать в качестве охлаждения ПЭД кожухи длиной до 12 м [131]. И в качестве основного средства контроля процесса вывода скважины на режим остается отслеживание положения динамического уровня смеси (жидкости) в затрубном пространстве [17, 70].
Штуцирование на выкиде скважины с обеспечением необходимого давления на приеме насоса
Данная технология реализуется следующим образом [84]. УЭЦН оборудуются частотно-регулируемым приводом и термоманометрической системой (ТМС). Скважина выводится на стационарный режим, причем контроль самого процесса осуществляется путем изменения частоты питающего электродвигатель тока с помощью частотно-регулируемого привода. Сначала производят первый запуск установки с целью определения по ТМС давления на приеме насоса при данном режиме работы скважины. Затем установку останавливают путем отключения частотного регулятора и затем производят повторный запуск УЭЦН на промышленной частоте питающего тока. При втором запуске регулируют поток добываемой жидкости путем штуцирования скважины на выкиде до тех пор, пока не установится давление на приеме насоса, соответствующее расчетному давлению при работе на стационарном режиме.
Анализ работ по выводу скважин на режим за период 2011-2014гг в ОАО «Самаранефтегаз»
При исследовании скважин, оборудованных насосами, одна из самых главных характеристик, позволяющая следить за изменением забойного давления при нестационарном режиме работы, это плотность жидкости в затрубном пространстве скважины. Расчет плотности жидкости весьма сложная задача, которая зависит от многих факторов (температуры, состава газа, жидкости и т.д.). Существуют методики приближенного расчета, которые используют многие авторы [2, 39, 57, 58, 71-74, 76], предполагая, что столб смеси по затрубному пространству скважины делится на несколько интервалов: первый – газ в затрубном пространстве, второй – газожидкостная смесь, третий – нефть (до глубины подвески насоса), четвертый – водонефтяная смесь (от глубины подвески насоса и до глубины верхних перфорационных отверстий). Указанные методы позволяют рассчитать плотность жидкости в работающих скважинах. В этом подразделе диссертации сделан анализ изменения плотности жидкости по затрубному пространству и в скважине в процессе вывода ее на режим после глушения.
Для нахождения плотности жидкости в затрубном пространстве использовалась формула для расчета давления столба жидкости высотой : . (2.1) Средняя плотность жидкости в межколонном пространстве равна: , . (2.2) В расчетах плотности используются значения давления на приеме насоса, определяемые с помощью ТМС, и динамического уровня, определяемого с помощью эхолота или волномера; все эти данные регистрируются в картах вывода скважины на режим (ВНР). Для того, чтобы появилась возможность судить о составе жидкости по всей длине скважины, был произведен отбор скважин-кандидатов, насосы которых спущены практически до забоя и оснащены термоманометрической системой. В дальнейшем была рассчитана плотность жидкости на различных интервалах по ряду скважин. Результаты расчетов скважин №№ 32п, 420, 3221 представлены графически на рисунках 2.4-2.6.
Как видно из графиков, во время вывода скважин на режим, средняя плотность жидкости в затрубном пространстве остается постоянной до достижения максимального динамического уровня , после чего начинает уменьшаться и при достижении установившегося уровня остается постоянной. Из-за закономерности осредненной формы графика можно охарактеризовать изменение плотности жидкости графиком (рис. 2.7).
Изменение плотности жидкости в межколонном пространстве во время вывода скважины на режим Так как согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [93] скважина, оборудованная УЭЦН, должна быть заглушена технологической жидкостью при условии, что в компоновке отсутствует клапан-отсекатель, причем гидростатический столб технологической жидкости должен превышать пластовое давление не менее, чем на 10%., то можно утверждать, что по стволу скважины закономерность изменения плотности жидкости распространяется до глубины перфорации скважин, на которых насос не спущен до забоя.
Для того чтобы узнать, какая жидкость откачивается насосом, было проведено сравнение расчетной средней плотности жидкости на первом и втором этапе вывода скважины на режим, характеризующих неизменное значение, с плотностью жидкости глушения. Полученные значения сведены в таблицу 2.1.
Во время вывода на режим (первый и второй этапы): когда происходит откачка жидкости из затрубного пространства скважины и получение притока жидкости из пласта, и снижение откачки из затрубного пространства, - динамический уровень изменяется, достигая своего максимального значения. В течение этого времени плотность жидкости в затрубном пространстве остается неизменной и численно равна плотности жидкости глушения (см. табл. 2.1 и рис. 2.7). Когда динамический уровень достигает максимального значения, он начинает уменьшаться из-за замещения жидкости глушения на пластовую жидкость, пока скважина не достигнет установившегося режима работы.
В таблице 2.1 представлены результаты расчета плотности жидкости в затрубном пространстве в скважине во время вывода на режим. Для первого и второго участков относительная погрешность находится в пределах от -4,90 до 3,53 %. В среднем погрешность между фактической плотностью жидкости глушения и расчетной плотностью жидкости в затрубном пространстве составляет примерно 2,04%. Учитывая, что расчет производился по скважинам, в которых насос спущен до забоя, и что расчетная плотность жидкости в межколонном пространстве и фактическая плотность жидкости глушения отличаются менее, чем на 5%, можно сделать вывод, что на 1-ом и 2-ом участке в скважине и затрубном пространстве находится жидкость глушения.
В настоящей работе рассматривается задача моделирования процесса вывода на режим скважины, оборудованной УЭЦН, когда перед пуском в работу насоса, скважина частично заполнена жидкостью глушения. Математическая модель должна описывать снижение забойного давления до минимального своего значения и позволять прогнозировать процесс вывода скважины на режим с достаточной точностью.
Вывод скважины является сложной гидродинамической задачей совместной работы пласта, скважины и установки ЭЦН. Вывод скважины на режим состоит из нескольких этапов, основными являются первый и второй: на переходе между первым и вторым наблюдается приток жидкости из пласта, а в конце второго наблюдается максимальное значение динамического уровня. Математическая модель базируется на конструктивной схеме вертикальной скважины с электронасосом, изображенной на рис. 2.8.
Исследование изменения плотности продукции в затрубном пространстве при пуске скважины в работу после глушения
Вывод на режим является одной из основных технологических операций, проводимых на скважине, которая требует контроля. В процессе вывода скважины на режим в качестве параметров, которые позволяют осуществлять контроль, являются положение динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и наличие притока жидкости из пласта.
Эта информация необходима, чтобы предотвратить перегрев ПЭД или срыв подачи насоса из-за снижения уровня до приемной сетки насоса. Поэтому важной информацией о выводе скважины на режим являются следующие ключевые значения: время притока жидкости из пласта и ему соответствующий уровень жидкости в затрубном пространстве, максимальный динамический уровень жидкости и время его достижения, т.е. время окончания снижения динамического уровня. Математическая модель процесса вывода скважины на режим (2.35) выглядит следующим образом: Модель состоит из линейного участка изменения забойного давления и нелинейного, графически описываемая кривой, изображенной на рисунке 3.6.
Границей между линейной составляющей модели и нелинейной является точка, соответствующая координатам (рис. 3.6.) времени начала притока жидкости из пласта и пластовому давлению . Криволинейная часть математической модели работает до максимального динамического уровня жидкости в затрубном пространстве (или минимальному значению высоты столба жидкости в скважине), соответствующего окончанию откачки жидкости из затрубного пространства. Для предварительного прогноза вывода скважины на режим используются геометрические данные скважины, напорные характеристики спущенного насоса, последние утвержденные данные в области дренирования скважины, и пластовое давление, которое определяется по последнему выводу скважины на режим по методике описанной в п.п. 3.1. Для определения времени начала притока жидкости из пласта в скважину и динамического уровня, соответствующего данному времени, необходимо воспользоваться первым уравнением системы (3.6) и условием, что при давление на забое скважины равно пластовому давлению . Динамический уровень , при найденном значении пластового давления , определяется по формуле:
Для определения времени вывода скважины на режим и максимального динамического уровня жидкости в затрубном пространстве необходимо отдельно рассмотреть второе уравнение системы (3.6). .(3.9) Если построить кривую по уравнению (3.9), то кривая будет иметь монотонно убывающий характер. Однако практическая кривая изменения забойного давления убывает только до конца второго участка, который соответствует времени окончания снижения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины (рис. 3.7).
Математическая модель работает только при присутствии однородной однофазной жидкости, т.е. скважина должна быть заглушена технологической жидкостью. После достижения максимального динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в заглушенную скважину начинает поступать пластовая жидкость, которая начинает замещать жидкость глушения. Если учитывать, что соответствует установившемуся забойному давлению [7, 8], то уровень жидкости в затрубном пространстве при замещении жидкости глушения на более легкую пластовую жидкость начинает подниматься, чтобы сохранить установившееся давление на забое скважины. Если рассматривать не забойное давление, а скорость изменения забойного давления, то на втором участке скорость изменения забойного давления будет снижаться, а как только скважина будет выведена на режим, станет равна 0. Для перехода от забойного давления к скорости изменения забойного давления необходимо продифференцировать уравнение (3.9):
Исходя из уравнения, можно судить, что скорость изменения забойного давления имеет убывающий характер, и станет равна 0 при бесконечно большом времени. Поэтому для определения времени окончания снижения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины необходимо задаться конкретной скоростью изменения забойного давления. Учитывая, что значение известная величина, то для определения времени окончания снижения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины необходимо решить уравнение:
Методология прогноза процесса вывода на режим скважины по текущим значениям динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины
Как видно из рисунка 3.15, сходимость расчетных значений времени начала притока жидкости из пласта с фактическими довольно удовлетворительная. Относительная погрешность колеблется от -33,3 до 66,6%, а, если рассматривать, разницу между реальным значением и фактическим, то колебания составляют от -3 мин. до +3 мин. Разница между фактическим и расчетным значениями относительно полного времени вывода скважины на режим мала, однако относительная погрешность высокая. Это связано с тем, что приток жидкости из пласта начинается на границе первого и второго этапов вывода скважины на режим, когда откачка жидкости насосом идет только из затрубного пространства и происходит стремительное падение динамического уровня. И если учитывать, что превышение забойного давления в начальный момент времени над пластовым (по технике безопасности в нефтяной и газовой промышленности, превышение должно составлять не менее 10%) не имеет четкого выражения из-за поглощения жидкости глушения пластом. И при этом фактические значения времени начала притока относительно малы от 3 до 20 минут. То при разнице между фактическим и расчетным значениями в 3 минуты, относительная погрешность естественно высокая.
Сравнение значений расчетного и фактического динамических уровней, соответствующих началу притока жидкости из пласта, представлено на рисунке 3.16.
Как видно из рисунка 3.16, сходимость расчетных значений с фактическими довольно высокая. Относительная погрешность изменяется от -10,2 до 11,1%, а, если выразить в разнице между фактом и расчетом, то погрешность составит от -36 м до 22 м. В расчетах диссертационной работы использовалось текущее значение пластового давления, рассчитанное по методике, изложенной в п.п. 3.1, по предыдущему выводу скважины на режим. Относительная погрешность обусловлена тем, что пластовое давление могло измениться за период работы скважины от ремонта до ремонта, поскольку относительная погрешность расчета по скважинам, МРП которых не превышает 1 года, составляет от -3 до 3 %. Рисунок 3.17 - Время окончания снижения динамического уровня
На рисунке 3.17 представлена зависимость расчетного значения времени окончания снижения динамического уровня в затрубном пространстве от фактического. Относительная погрешность изменяется от -12,2 до 10,3%. Сходимость значений довольно высокая. Отклонения связаны с точностью замеренных значений во время вывода скважины на режим.
Определение максимального динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины показало также довольно хорошую сходимость с фактическими данными (рис. 3.18). Относительная погрешность колеблется от -9,64 до 18,14%, если перевести на разницу в метрах, то получим колебания от -313 до 43 метров. Основная доля рассчитанных скважин находится в промежутке погрешности от – 43 до 56 метров. Если учесть, что насос должен быть спущен ниже динамического уровня не менее, чем на 200 метров, то погрешность определения максимального динамического уровня при выводе на режим скважины достаточно низкая.
Предложенная аналитическая зависимость изменения динамического уровня от времени показала достаточную сходимость с фактическими данными по четырем показателям: времени начала притока жидкости из пласта, соответствующий ему динамический уровень, время окончания снижения динамического уровня и максимальный динамический уровень, что говорит о ее правильности. Предложенную методику можно использовать на производстве для улучшения контроля вывода скважины на режим после капитального или текущего ремонта, при условии глушения скважины до проведения ремонта жидкостью с плотностью более 1000 кг/м3.
Третий раздел диссертационной работы посвящен разработке методик прогнозирования процесса вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН, после глушения технологической жидкостью. Для уточнения использования разработанных методик прогнозирования был разработан способ определения пластового давления в скважинах, оборудованных УЭЦН, по данным карт выводов на режим. Способ является простым и позволяет получить достоверное значение пластового давления на дату проведения технологической операции. Разработанный способ был опробован на ряде скважин ОАО «Самаранефтегаз». Скважины отбирались по нескольким критериям: скважина переводилась с фонтанного способа эксплуатации на установку ЭЦН, незадолго до вывода на режим на скважине должен был производиться прямой замер глубинным манометром пластового давления, скважина перед проведением операции по выводу на режим должна была быть заглушена технологической жидкостью. Результаты сравнения фактического значения пластового давления, полученного прямым замером, и расчетного значения по разработанной методике показали высокую сходимость. Разработанный способ позволяет определять пластовое давление с относительной погрешность менее 5%.
Произведен анализ полученной математической модели процесса вывода на режим. В результате разработана методика предварительного прогноза с возможностью определения времени начала притока жидкости из пласта, максимального динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины и соответствующего ему времени. Разработанная методика предварительного прогноза очень сильно зависит от достоверности значений коллекторских свойств пласта (коэффициент проницаемости, коэффициент пьезопроводности, скин-фактор), поэтому разработана вторая методика, которая позволяет определять ключевые значения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины и времени им соответствующего по текущим замерам в процессе вывода на режим. Методики апробированы на ряде скважин, которые выводились на нефтяных месторождениях компании ОАО «Самаранефтегаз». Результаты сравнения фактических значений с расчетными показали высокую сходимость.