Методы обоснования способов эксплуатации скважин

Назначение методов и их общая характеристика

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) — область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся — при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость — нефть, вода и газ — проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода — через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), т ак и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

1. Методы обоснования способов эксплуатации скважин.

Выбор способа и оборудования для эксплуатации скважин осуществляют методами подбора вариантов разработки месторождения на стадии опытно-промышленной эксплуатации залежи. При этом проводят:

Анализ режимов эксплуатации добывающих скважин

В разделе приводятся расчеты максимально допустимых депрессий фонтанных и механизированных скважин в зависимости от дебита, обводненности, устьевого давления, глубины спуска насосов, диаметра лифтов, удельного расхода газа газлифтных скважин и т.п.

Предлагаются мероприятия по согласованию режимов работы системы «пласт-скважина-насос». Рассматривается потенциальная возможность увеличения дебитов скважин по нефти.

Исследуются причины простоя скважин и даются рекомендации по повышению уровня технического использования фонда скважин.

xv. Обоснование способов подъема жидкости из скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

Раздел обычно содержит обоснование средств подъема жидкости из скважин.

Приводятся расчеты режимов работы добывающих скважин для обеспечения проектных показателей разработки месторождения: устьевое и забойное давления, диаметры лифтов, глубина спуска насосного оборудования, типоразмер насосной установки, удельный расход газа и т.д.

Для многопластовых месторождений дается технико-экономическое обоснование применения одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов в одной скважине.

xvi. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Подраздел обычно содержит:

— анализ факторов и причин, осложняющих процесс эксплуатации добывающих скважин;

— реализуемые мероприятия по борьбе с осложнениями.

Приводится перечень прогнозируемых на перспективу факторов, осложняющих эксплуатацию добывающих скважин, и интенсивность их проявления.

К таким факторам обычно относятся:

— образование песчаных пробок;

— выпадение солей, парафина и их отложение на подземном и наземном оборудовании;

— гидратообразование в насосно-компрессорных трубах и напорных линиях скважин;

— эксплуатация скважин с высоким газовым фактором;

— неконтролируемый прорыв подошвенных вод и свободного газа;

— растепление многолетнемерзлых пород вокруг устьев скважин;

— замерзание напорных и выкидных линий, устьев и стволов нагнетательных и добывающих скважин и другие осложнения.

Предлагаются геолого-технические мероприятия по предупреждению осложнений.

Основными критериями при выборе способов и обрудования скважин является:

-заданный отбор жидкости из пласта в соответствии с проектными показателями и результатами исследования скважин;

— надежная и безаварийная работа скважины.

1. Классификация методов интенсификации притока.

Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

• химических (кислотные обработки),
• механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),
• тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10¸15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25¸28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12¸16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 2¸3 ч при забойных температурах 100¸150°С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин — применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

1. Методы интерпретации КВД и определяемые по ним параметры.

Источник

Система обоснования выбора способа эксплуатации скважин на основе матрицы применимости технологий добычи нефти

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 — № 4 (18). – С. 82-86

М.И. Кузьмин 1 , к.т.н., А.Н. Бублик 1 , П.С. Музычук 1 , Л.Б. Рудник 1 , А.В. Сушков 2 , В.Э. Нестеренко 2 , Э.А. Потапова 2
1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
2 ООО «Газпромнефть-Цифровые решения»

Ключевые слова: механизированная добыча, матрица применимости технологий, расчет ССВ, нефтепромысловое оборудование, информационная система, выбор способа эксплуатации, критерии применимости, граничные условия

В статье рассматривается информационная система, использующая новую комплексную методику выбора способа эксплуатации скважин на основе критериев применимости и граничных условий по различным параметрам технологий механизированной добычи. Представлен механизм выбора технологий, состоящий из фильтрации общего реестра технологий по выбранным параметрам, экспертной оценки результатов и последующей экономической оценки совокупной стоимости владения на месторождениях компании. Рассмотрен процесс формирования и обновления базы технологий, критериев применимости и их граничных условий. Приведены графические материалы, иллюстрирующие прототип данной системы. Разработанная методика ускорит процесс внедрения новых технологий добычи, что, в свою очередь, приведет к положительным экономическим эффектам – снижению совокупной стоимости оборудования для добычи нефти на активах компании.

THE SYSTEM OF SUBSTANTIATION OF THE CHOICE OF THE WELL OPERATION METHOD BASED ON THE MATRIX OF APPLICABILITY OF OIL PRODUCTION TECHNOLOGIES

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2020, no. 4 (18), pp. 82-86

A.M. Andrianova 1 , А.А. Loginov 1 , R.А. Khabibullin 1 , O.S. Kobzar 2
1 Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg,
2 MIPT Center for Engineering and Technology

Keywords: artificial lift, technologies applicability matrix, total cost of ownership calculation, oilfield equipment, information system, choice of operation method, applicability criteria, boundary conditions

An information system is proposed that uses a new complex methodology for choosing a method for well operation based on applicability criteria and boundary conditions for the parameters of mechanized productivity technologies. A mechanism for selecting technologies is presented, which consists of filtering the general register of technologies according to the selected parameters for assessing the total cost of ownership at the Company’s fields. The process of forming and updating the technology base, criteria of applicability and their boundary conditions is considered. Graphic materials illustrate the prototype of this system. The developed methodology will speed up the process of introducing new production technologies, which in turn will lead to a positive economic effect – a decrease in the total cost of ownership of equipment for oil production at the Exploration and Production Block.

ВВЕДЕНИЕ

Ускорение процесса развития технологий является повсеместным в нефтедобывающей отрасли, но не всегда процесс внедрения новых и более эффективных технологий на производстве происходит быстро. Матрица применимости технологий (МПТ) добычи служит инструментом, который способен повлиять на данную ситуацию. Использование информации о граничных критериях применимости новых технологий различных производителей позволяет не только выбрать оптимальный способ механизированной добычи для конкретных геолого-физических условий, но и подобрать наиболее технологически и экономически эффективное оборудование с расчетом и обоснованием совокупной стоимости владения данным оборудованием.

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ МАТРИЦЫ ПРИМЕНИМОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ

МПТ представляет собой не только базу, содержащую данные по технологиям, но и инструменты для их удобного поиска, выбора и проведения экономической оценки с целью обоснования дальнейшего внедрения на активах компании. Добавление новых технологий в систему может быть инициировано как пользователями в периметре компании, так и производителями оборудования, заинтересованными в применении своей технологии, при этом постоянно ведется проверка данных с привлечением экспертов функции «Добыча». Для удобства пользователей предусматривается алгоритм нечеткого поиска по текстовым полям, который позволяет находить в матрице информацию по интересующему оборудованию. Каждая технология имеет свой собственный паспорт (рис. 1), содержащий: – краткое описание и принцип работы технологии; – таблицу граничных условий применимости; – информацию о производителе, поставщике и владельце лицензии; – предыдущий опыт испытаний и внедрения технологии на месторождениях компании; – текущий статус технологии, зависящий от результатов испытаний. Также предусмотрено поле тэгов, описывающих осложняющие факторы, при которых применяется та или иная технология, и ее особенности. Идея выбора способа эксплуатации на основе построения карт применимости технологий добычи не нова. В работах [1, 2] рассматривается

построение карт применимости в плоскостях нескольких технологических параметров для разных способов механизированной добычи. Новизной матрицы применимости технологий добычи является то, что технология рассматривается не как общий способ добычи, а как полная типоразмерная линейка конкретной модели оборудования определенного производителя. Весь процесс выбора состоит из трех этапов: фильтрация по граничным параметрам, экспертная оценка и расчет экономических эффектов внедрения технологии (рис. 2). Данная система позволяет подобрать подходящую технологию и ускорить процесс внедрения новых технологий, прошедших успешные испытания на месторождениях компании, отвечающих критериям максимальной экономической и технологической эффективности.

МЕТОДИКА УСКОРИТ ПРОЦЕСС ВНЕДРЕНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ, ЧТО ПРИВЕДЕТ К ПОЛОЖИТЕЛЬНЫМ ЭКОНОМИЧЕСКИМ ЭФФЕКТАМ – СНИЖЕНИЮ СОВОКУПНОЙ СТОИМОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА АКТИВАХ КОМПАНИИ.

ФИЛЬТРАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ГРАНИЧНЫМ ПАРАМЕТРАМ

Для эффективной фильтрации общего реестра технологий в матрице все нефтепромысловое оборудование, связанное смеханизированной добычей, распределено по классам оборудования. Каждый класс обладает своим уникальным набором параметров – критериями фильтрации, характеризующими данный вид оборудования, по которым происходит поиск и выбор технического решения. Все технологии, имеющиеся в базе, составляют общий реестр, содержащий информацию об их предыдущих испытаниях и достигнутых показателях эффективности (рис. 3). Процесс фильтрации основан на сравнении значений, вводимых пользователем, с границами применимости оборудования по соответствующим критериям. Все оборудование разделено на 10 классов (табл. 1). В интерфейсе ввода параметров пользователю предоставляется возможность ввести предполагаемые условия эксплуатации в виде точных значений или диапазонов представленных критериев по классу оборудования, кроме того,

предусмотрено поле поиска по тэгам. На рис. 4 представлено окно ввода параметров неполного набора фильтров для погружного насосного оборудования: Результатом применения фильтра является уменьшенный список, в котором остаются лишь технологии, полностью удовлетворяющие критериям фильтрации. Рассмотрим пример анализа результата полученного при использовании матрицы применимости технологий добычи. На рис. 5 приведены гистограммы, иллюстрирующие результат фильтрации по 4 параметрам матрицы для нескольких насосов различных производителей. Голубым цветом отмечен диапазон применимости технологии, черной точке соответствуют условия скважины, к которой подбирается оборудование. Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод, что оптимальной в данном случае является эксплуатация скважины винтовым насосом. Кроме того, исходя из попадания в диапазон по температуре жидкости, система оставит в итоговом списке только модель УЭВН, предлагаемой производителем Б.

ЭКСПЕРТНАЯ ОЦЕНКА ПРЕДЛОЖЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

На данном этапе пользователь матрицы имеет возможность убрать из числа удовлетворяющих условиям поиска технологий наименее перспективные по критериям, не охваченным матрицей. Основываясь на экспертных знаниях плюсов и недостатков [3] различных способов добычи, а также на предыдущем опыте применения технологий, можно сократить перечень технологий для дальнейшей их экономической оценки совокупной стоимости владения.

СРАВНЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ

Финальным этапом отбора технологий является расчет основных экономических показателей эффективности внедрения при помощи методики расчета совокупной стоимости владения (ССВ). Данный метод позволяет рассчитать прибыль, доходность проекта, а также удельный расход электроэнергии на поднятие тонны жид — кости, учитывая при этом все категории затрат в процессе установки и обслуживания оборудования. Расчет возможен как для варианта с прокатом оборудования, так и для случая его приобретения в собственность компании. Для сравнения технологий рассчитываются следующие показатели: – объем инвестиций; – удельная стоимость добычи (lifting cost); – удельная стоимость владения; – затраты жизненного цикла технологии В работах [4, 5] предложены методы отбора, основанные на сравнении экономических критериев. Методика расчета ССВ является оптимальной, так как позволяет наиболее полно посчитать все расходы при эксплуатации скважины, схожая методика представлена в работе [6]. На основании экономической оценки проводится окончательный выбор оптимальной технологии добычи нефти по заданным критериям и удельным затратам.

ВЫВОДЫ

В статье предложена комплексная система подбора оптимальной технологии механизированной эксплуатации скважин с учетом технологических и экономических параметров добычи нефти. Ее использование позволяет исключить субъективные факторы при выборе оптимального способа добычи и ускорить процесс внедрения новых технологий, доказавших свою эффективность на активах компании. Кроме того, предложенный подход к рассмотрению технологии как продукту не зависимого от производителей оборудования вендора дает возможность решить одну из главных проблем аналогичных систем– необходимость постоянного обновления существующей базы, так как производители сами заинтересованы во внесении новых технологий в систему, для их дальнейшего внедрения.

Список литературы

1. Кудряшов С.И., Хасанов М.М., Краснов В.А., Хабибуллин Р.А., Семенов А.А. Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний // Журнал Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11.
2. Хабибуллин Р.А., Краснов В.А. Метод построения карт применимости технологий механизированной добычи. SPE-176673-RU. 2015.
3. Clegg J.D., Bucaram S.M., Heln Jr N.W. Recommendations and Comp arision for Selecting Artificial-Lift Methods. SPE24834, December 1993, JPT.
4. Esprin D.A., Gasbarri S., Chacin J.E. Expert system for selection of optimum artificial lift method. Paper SPE26967 presented at 1994 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, 27–29 April.
5. Valentin E.P., Hoffman F.C. OPUS: An expert adviser for artificial lift, paper presented at the 1998 SPE Annual Technical Conference and Exibition Houston, 2–5 October.
6. Kol H., Lea J.F. Selection of the most effective artificial lift system for Priobskoe field. 1992. SPE ESP Workshop, Houston, 26–28 April.

References

1. Kudryashov S.I., Khasanov M.M., Krasnov V.A., Khabibullin R.A., Semenov A.A. Technology Application Patterns – an effective way to organize knowledge. Neftianoe khoziaistvo [Oil Industry Journal]. 2007, no.11, pp. 7–9. (In Russ.)
2. Khabibullin R.A., Krasnov V.A. An Approach for Artificial Lift Applicability Maps Construction (Russian). SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26–28 October, Moscow, Russia. 2015. (In Russ.)
3. Clegg J.D., Bucaram S.M., Heln Jr N.W. Recommendations and Comparision for Selecting Artificial-Lift Methods. Journal of Petroleum Technology. 1993, vol. 45, iss. 12, pp. 1128–1167.
4. Esprin D.A., Gasbarri S., Chacin J.E. Expert System for Selection of Optimum Artificial Lift Method. SPE Latin America/Caribbean Petroleum Engineering Conference, 27–29 April, Buenos Aires, Argentina. 1994.
5. Valentin E.P., Hoffman F.C. OPUS: An Expert Adviser for Artificial Lift. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2–5 October, Houston, Texas. 1988.
6. Kol H., Lea J.F. Selection of the Most Effective Artificial Lift System for Priobskoe field. SPE ESP Workshop, Houston, 26–28 April. 1992.

М.И. Кузьмин 1 , к.т.н., А.Н. Бублик 1 , П.С. Музычук 1 , Л.Б. Рудник 1 , А.В. Сушков 2 , В.Э. Нестеренко 2 , Э.А. Потапова 2

1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), 2 ООО «Газпромнефть-Цифровые решения»

Источник

Вам также может понравиться

Ясень семена способ распространения

Ясень обыкновенный Fraxinus excelsior – так в ботанической

Ярлыки способы создания ярлыков ос windows

Создаем ярлыки на рабочем столе Windows Создаем ярлыки

Японское удобрение фуджима способ применения

Удобрения Фуджима Знаете потрясающее удобрение, палочка

Японский чай способ заварки

Технология заваривания японского чая Известно, что