дипломная работа. Бакалаврская работа
 Скачать 2.88 Mb.
|
|
2.5 Причины и пути минимизации прорыва газа в добыващие скважины Одна из причин связана с неконтролируемым внедрением углеводородных газов (УВГ) в нефтяную оторочку залежи, что может привести к остановке добычи в скважинах и неполной выработке запасов нефти. Считается, что горизонтальные секции скважин в большинстве случаев проходят по неоднородному по свойствам пласту, что резко повышает вероятность быстрого прорыва газа по неустановленным высокопроницаемым зонам с повышенной трещиноватостью. На фоне снижения дебитов и добычи нефти фиксируется рост дебита и добычи газа, газового фактора, а также отношения нефтегазовой смеси в продукции скважин в пользу газа. В результате плановые показатели добычи нефти не выдерживаются по фактическим данным. При этом в одной группе скважин отмечаются высокие значения отношения газ-нефть (ГНО), в другой - относительно низкие величины, которые представлены в таблице 2.6. Таблица 2.6 - Оценка влияния работы добывающих скважин на отношение газ- нефть (ГНО) в продукции скважин (продуктивные пласты в неокомских отложениях) Скважины Части (блоки) месторождения Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов, % Начальный газовый фактор, м 3 /т Угол наклона продуктивного пласта, град ГНО, усл. ед. 113 Центральный 70 115,5 4,1 1565 114 Центральный 54 126,8 5,7 1219 110 Центральный 62 132,7 2,7 962 107 Центральный 56 162,9 2,3 814 104 Центральный 50 119,2 5,2 802 116 Восточный 34 116,7 1,5 323 105 Западный 20 104,2 1,5 234 117 Восточный 6 113,9 2,6 236 109 Западный 25 112,6 2,5 181 41 С вводом в эксплуатацию горизонтальных добывающих скважин наблюдается ускоренное (по сравнению со скоростью природного процесса) внедрение газа в нефтяную оторочку. По имеющимся данным газ поступает в оторочку сверху из разновозрастной газовой шапки, где еще до разработки залежи наблюдалось избыточное пластовое давление. Отсюда на разных участках колебания в уровнях ГНК залежи по данным ГИС и опробования в конкретных разведочных и добывающих скважинах. Неравномерное внедрение газа на различных участках залежи в начале разработки привело к тому, что пластовое давление близко или равно давлению насыщения нефти газом при значительном росте газового фактора. Начальный газовый фактор в среднем около 120 м 3 /т по всем скважинам, вступающим в разработку, в зависимости от ряда факторов увеличивается - от 180,9 (скв. 109) до 1564,8 м 3 /т (скв. 113). Таким образом, после начала отборов нефти из залежи наблюдается нарастающий процесс сокращения толщины нефтяной оторочки. При анализе факторов внедрения газа в оторочку оказалось, что отдельные показатели (литолого-фациальные и петрофизические свойства пласта, нефтенасыщенность, плотность запасов и т. д.) не оказывают заметного или закономерного влияния на ГНО, другие фиксируют общую тенденцию увеличения показателя ГНО (длительность эксплуатации и в меньшей степени накопленную добычу нефти в скважине). На ГНО влияют такие показатели, как высота газовой шапки, ширина залежи, газовый фактор (в динамике), плотность нефти, концентрация УВГ (плотность запасов газа) и некоторые другие. Из числа перечисленных причин влияния на ГНО ниже рассмотрена зависимость ГНО от угла наклона продуктивного пласта, который указывал на неодинаковую реакцию ГНО на особенности рельефа поверхности коллектора по всей площади месторождения. В зависимости от угла наклона продуктивного пласта территория месторождения разделилась на три части: западную, центральную и восточную, которые представлены на рисунке 2.5. 42 Рисунок 2.5 - Показатели ГНО по площади месторождения: 1 - скважины, в том числе по которым проводились замеры угла падения продуктивного пласта; 2 - контакты: а - газ- нефть, б - нефть-вода; 3 - сбросы и сдвиги; 4 - траектория горизонтальной секции скважины; 5 - границы участков: З - западный, В - восточный, Ц - центральный; 6 - показатели угла наклона пласта (числитель) и значений ГНО (знаменатель); 7 -изолинии равных значений углов падения продуктивного пласта; 8 - максимальные значения углов наклона продуктивного пласта и ГНО; 9 - минимальные значения углов наклона продуктивного пласта и ГНО; 10- ЛСП (ледостойкая стационарная платформа); 11 - структурный нос и место поступления УВГ в центральный блок Эта зависимость становилась более контрастной при рассмотрении ее в динамике эксплуатации скважин: 3, 6, 9 месяцев, рисунок 2.6. Рисунок 2.6 - Зависимость увеличения ГНО от угла падения вскрытых продуктивных отложений и времени эксплуатации скважины (месторождение им. Ю. Корчагина): группы скважин: по блокам: А+Б - центральный, В - западный и восточный; по углу падения продуктивного пласта, град: А - > 3°, Б - 2...3°, В - < 2°; длительность эксплуатации: I - исходное положение, II - 3 месяц, III -6 месяц, IV -9 месяц 43 В центральной части залежи углы падения пласта 3,0...5,5°, наклон изолиний равных углов падения пласта направлен с юга на север, с резким погружением на северном склоне залежи (более 5°). В среднем по центральному блоку значение ГНО 1061,5 усл. ед. В центральном блоке выделяются две группы скважин: северная (А) со средним значением угла падения пласта 5,5° (ГНО 1010 усл. ед.) и южная (Б) со средним значением угла падения пласта 3° (среднее значение ГНО 1113 усл. ед). В центральном блоке перед вводом в разработку и независимо от угла падения продуктивного пласта ГНО по всей его площади сохраняет самые высокие индивидуальные значения и средние - на севере и юге. Однако после ввода в эксплуатацию с течением времени (особенно заметном после 9 месяцев) северная группа скважин (А) центрального блока с большими углами падения пласта опережает по значениям ГНО южную группу скважин (Б) этого блока с меньшими углами наклона пласта. Но в целом в центральном блоке отсутствуют участки с низкими значениями ГНО, в силу максимальной высоты газовой шапки, повсеместно высокой газонасыщенности нефти и концентрации УВГ (плотности запасов газа) и ряда других причин. Минимальные значения ГНО (среднее значение 243 усл. ед.) размещаются к западу и востоку от центральной части месторождения, где углы падения продуктивного пласта 2° и менее. Значение ГНО в этих блоках в 4,7 раза меньше значения ГНО в центральной части. Особенно примечателен тот факт, что после ввода в эксплуатацию скважин западного и восточного блоков и после 9 месяцев отборов нефти ГНО в этих частях осталось практически в исходном положении. Поле с низкими значениями ГНО в западной и восточной частях месторождения (по сравнению с центральной частью) занимает сравнительно небольшую площадь. Но это именно те части, где сосредоточена большая доля запасов нефти оторочки и где на данном этапе разработки месторождения сохраняются минимальные риски повышенного или ураганного внедрения газа в нефтяную часть залежи. Есть еще одна особенность наклона пласта, на которую следует обратить внимание: при увеличении угла падения наблюдается уменьшение расстояния 44 между ГНК и стволом скважины по латерали. Так, в скв. 110 при увеличении угла падения пласта с 3 (286 м) до 6° (143 м) это расстояние, как видно, уменьшается вдвое на рисунке 2.7. Другими словами, возможность прорыва газа выше там, где круче падение пласта и короче расстояние от скважины к ГВК по простиранию пласта. Рисунок 2.7 - Зависимость расстояния X (точка пересечения поверхности продуктивного пласта с ГНК и со стволом скважины) от угла наклона пласта (на примере скв. 110) С целью минимизации внедрения газа в нефтяную оторочку и определения оптимальной траектории новых добывающих скважин рекомендуется наряду с другими методами (например, минимальные депрессии при разработке залежи уже действующим фондом добывающих скважин, УКП устройства нового поколения - ограничители прорыва газа). Основную нагрузку по добыче сосредоточить в нижней половине периферийных западного и восточного участков оторочки, сдерживая тем самым рост ГНО и потери нефти в целом по залежи. Выводы 1. Природные факторы внедрения газа в нефтяную оторочку месторождения им. Ю. Корчагина приводят к последовательному сокращению ее толщины. 45 2. Из числа рассмотренных причин влияния на ГНО наиболее информативной оказалась зависимость отношения газ-нефть в продукции скважин от угла наклона продуктивного пласта. 3. В центральном блоке отсутствуют участки с низкими значениями ГНО (среднее значение 1061,5 усл. ед.), в силу его наиболее высокого гипсометрического положения (по сравнению со смежными блоками), более высоких значений угла падения пласта (от 3 до 6° и более), повсеместно высокой газонасыщенности нефти и концентрации УВГ (плотности запасов газа) и ряда других причин. 4. Определена площадь распространения участков с низкими значениями ГНО (западный и восточный блоки с углами падения пласта 1,0...2,5° и средним значением ГНО 243 усл. ед.), куда целесообразно направить горизонтальные секции проектных добывающих скважин с целью минимизации повышенного и ураганного прорыва газа в нефтяную оторочку. 2.6 Рекомендации по регулированию разработки Под регулированием разработки месторождения понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий, обеспечивающих наилучший ход процесса эксплуатации в рамках запроектированной системы разработки. Основные цели, достигаемые регулированием процесса, следующие: − обеспечение предусмотренной проектным документом динамики добычи нефти по объекту разработки; − достижение по залежи проектного значения КИН; − улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку воды, уменьшения без ущерба для нефтеотдачи добычи попутной воды и т.д. Поскольку залежи неокома и волжского характеризуется обширными подгазовыми и водонефтяными зонами, первые годы эксплуатации показали, что основной проблемой разработки месторождения является загазование скважин из-за прорыва газа газовой шапки залежи неокома. 46 Поэтому для выравнивания профиля притока в горизонтальном стволе скважин и изоляции прорывов газа и (или) воды рекомендуется вводить скважины с «интеллектуальным» заканчиванием, состоящего из регулируемых секционных фильтров, позволяющих разделить горизонтальный участок на несколько интервалов, и при необходимости (загазование, обводнение) проводить их селективное отключение. Контроль над разработкой месторождения осуществляется как на основе геолого-промысловых данных, так и с использованием геолого-фильтрационной модели, позволяющей регулировать следующие параметры процесса разработки: − режимы работы добывающих скважин во избежание неконтролируемого загазования и обводнения; − периодичность работы или остановки загазованных и высокообводненных скважин для изменения направления фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта воздействием; − усиление системы ППД путем бурения водонагнетательных и газонагнетательных скважин; − применение «интеллектуального» оборудования, позволяющего минимизировать загазование и обводнение скважин. 47 3 Специальная часть. Определение условий фонтанирования Для определения условий эксплуатации скважин и добычи нефти проводились расчеты с использованием программного комплекса (ПК) «PIPESIM» компании «Schlumberger». В программных комплексах учиты- ваются: профиль скважины, ее конструкция, длина и внутренний диаметр колонн, свойства пластовых флюидов, значения пластового давления, тем- пература пласта, коэффициент продуктивности и т.д. 3.1 Выбор оптимального диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) Некомский ярус Для разработки неокомского яруса рекомендован вариант, предусматривающий бурение скважин с горизонтальным окончанием. Типовой профиль скважины залежи неокома пробуренный с ЛСП-1, используемый при выполнении расчетов, до точки входа в пласт представлен на рисунке 3.1. Рисунок 3.1– Типовой профиль скважины неокомского яруса, расположенной на ЛСП-1 48 Критерием выбора оптимального диаметра фонтанных труб для проектных нефтяных скважин являлась минимизация потерь давления при движении флюида по лифтовым трубам. Продолжительность фонтанного периода работы скважин зависит от изменения гидродинамического состояния залежи, ее связи с законтурной областью, режима разработки, уровней отборов флюидов и т.д., что является предметом исследования на начальной стадии освоения месторождения. Критерием перевода на механизированный способ добычи нефти является сочетание таких параметров как дебит скважины, забойное давление, обводненность, газовый фактор и буферное давление. Для определения условий фонтанирования и выбора оптимального диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) были построены зависимости общих потерь давления на трение от дебита жидкости (LIQ), минимальном значении устьевого давления, принятого на уровне 1.6 МПа для ЛСП. Расчеты проведены для лифтовых колонн с наружным диаметром 73, 89, 102, 114, 127, 140, 146, 168 и 178 мм (d НКТвн =62 -160 мм). На рисунке 3.2 представлены результаты технологических расчетов потерь давления на трение в зависимости от проектных дебитов жидкости. Согласно приведенным результатам расчетов, наибольшие потери давления на трение соответствуют НКТ с условным наружным диаметром 73 мм. При спуске лифтовых колонн с условным наружным диаметром 89, 102 и 114 мм разница в потерях давления на трение для проектных отборов жидкости до 800 м 3 /сут незначительна и составляет порядка 0.6-1.0 МПа. С увеличением плановых отборов жидкости до 1300 м 3 /сут разница в потерях давления для труб диаметром 114 и 127 мм составляет около 0.4 МПа. При максимальных проектных значениях порядка 1500 м 3 /сут разница в потерях на трение для лифтовой колонны диаметром 114 мм и труб большего диаметра составляет 0.6 - 1.3 МПа. 49 Рисунок 3.2 – Потери давления в стволе скважины неокомского яруса расположенной на ЛСП-1 от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ На основании представленных расчетов для скважин, эксплуатирующихся на неокомской залежи, для дебитов до 800 м 3 /сут рекомендуется использование НКТ с условным наружным диаметром 89 мм (d НКТвн - 76 мм). С увеличением проектных отборов, учитывая незначительную разницу в потерях для колонны диаметром 114 мм и труб большего диаметра, с целью минимизации металлозатрат, рекомендуется применение лифтовой колонны с условным наружным диаметром 114 мм (d НКТвн –100.5 мм). Аналогичные расчеты проведены для типовой скважины неокомской залежи, расположенной на БК, с минимальным значением устьевого давления 3.0 МПа, необходимого для транспортировки продукции скважин до ЛСП-1. Типовой профиль скважины, используемый при выполнении расчетов, представлен на рисунке 3.3. 50 Рисунок 3.3 – Типовой профиль скважины неокомского яруса расположенной на БК Для скважин неокомской залежи, пробуренных с БК, потери давления на трение для труб диаметром 89 - 178 мм начинают возрастать для дебитов жидкости 600- 800 м 3 /сут. Так, для НКТ с условным наружным диаметром 89 мм и следующей по типоразмеру лифтовой колонны диаметром 102 мм, для дебитов жидкости 700 м 3 /сут потери на трение составляют 0,5 МПа. Результаты проведенных расчетов представлены на рисунке 3.4. С увеличением проектных отборов жидкости до 1200 м 3 /сут, для тех же колонн разница увеличивается до 2,0 МПа. При сравнении потерь давления для труб диаметром 114 и 127 мм, при максимальных плановых отборов жидкости порядка 1200 м 3 /сут, разница незначительна и составляет 0,6 МПа. С учетом представленных расчетов и с целью унификации применяемого внутрискважинного оборудования для скважин с дебитами жидкости до 800 м 3 /сут, эксплуатирующихся с ЛСП и БК, рекомендуется использовать НКТ с условным наружным диаметром 89 мм (d НКТвн - 76 мм). Для скважин с большими проектными показателями отборов жидкости рекомендуется применение колонн условным наружным диаметром 114 мм (d НКТвн –100.5 мм). 51 Рисунок 3.4 – Потери давления в стволе скважины неокомского яруса расположенной на БК от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ Волжский ярус Выполнены расчеты по подбору необходимых диаметров лифтовых труб для скважин волжского яруса. Типовой профиль скважины, используемый при выполнении расчетов, представлен на рисунке 3.5. На рисунке 3.6 представлены результаты расчетов потерь давления на трение от дебита жидкости для диапазона лифтовых труб с условным наружным диаметром 73, 89, 102, 114, 127, 140, 146, 168 и 178 мм (d НКТвн – 62 - 160 мм). Максимальные проектные показатели для скважин, разрабатывающих залежь волжского яруса, составляют порядка 900 м 3 /сут, при этом такие отборы жидкости достигаются в конечный период эксплуатации скважин. Средние показатели отборов жидкости по скважинам составляют порядка 350 м 3 /сут. Для указанных отборов жидкости разница в потерях давления на трение для колонн диаметром 89–178 мм незначительна и составляет 0.2–0.6 МПа. Учитывая незначительную разницу в потерях давления для скважин волжского яруса на 52 весь проектный период разработки рекомендуется применение лифтов диаметром 89 мм (d НКТвн – 76). Рисунок 3.5 – Типовой профиль скважины волжского яруса Рисунок 3.6 – Потери давления в стволе скважины волжского яруса от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ 53 Длина подвески НКТ для скважин определяется в зависимости от удаления забоя от вертикали. На основании представленных расчетов и рекомендаций по применению лифтовых колонн, в зависимости от прогнозных показателей отборов жидкости, проведен анализ существующего оборудования скважин, эксплуатирующих продуктивные объекты месторождения им. Ю. Корчагина. В таблице 3.1 представлены максимальные и средние значения отборов жидкости и применяемые НКТ. Таблица 3.1 – Показатели работы добывающих скважин на неокомском и волжском ярусах месторождения им. Ю. Корчагина № скв Наружный диаметр НКТ, мм Толщина стенки НКТ, мм Дебит жидкости максимальный, м³/сут Дебит жидкости средний, м³/сут 11 88.9 6.45 770 309 12 88.9 6.45 1147 361 14 88.9 6.45 621 194 104 88.9 6.45 1006 583 107 114.3 6.9 850 436 109 114.3 6.9 1600 1110 110 88.9 6.45 859 367 113 88.9 6.45 991 540 114 114.3 6.9 693 347 116 114.3 6.9 1578 1510 Согласно представленной таблице, при вводе скважин в эксплуатацию, наблюдались высокие отборы жидкости. В дальнейшем, отборы по скважинам снижались и спущенные лифтовые колонны соответствуют расчетным рекомендациям по применению колонн диаметрами 89 и 114 мм, в зависимости от прогнозных отборов жидкости. Исключение составляют скважины № 107 и 114, в которые спущены лифты диаметром 114 мм при отборах на уровне 436 и 54 347 м 3 /сут. В связи с этим, при проведении планового текущего ремонта на этих скважинах рекомендуется провести замену труб диаметром 114 мм на НКТ диаметром 89 мм. Устья скважин оборудуются специальной моноблочной горизонтальной фонтанной арматурой. Фонтанная арматура должна обеспечивать: - подвеску лифтовых труб диаметра, соответствующего уровням отбора жидкости; - надежное разобщение трубного и межтрубного пространств; - возможность закачки жидкости глушения или ингибиторов в межтрубное пространство; - возможность закачки реагентов для обработки призабойной зоны пласта в трубы; - возможность спуска геофизических приборов и других устройств с использованием канатной техники; - возможность герметизации гидравлических и электрических линий связи с глубинными приборами и устройствами. Необходимо отметить, что устьевое оборудование должно комплектоваться, во-первых, запорной арматурой, как с ручным, так и с механическим приводом; во-вторых, герметичными вводами для линий управления клапаном-отсекателем и кабелей связи с глубинными датчиками; в- третьих, для скважин, планируемых для перевода на газлифт, подвеской однорядного лифта (диаметр 89, 114 мм) с подключением кольцевого пространства к линии закачки газа; в-четвертых, станцией управления работы гидравлических задвижек. Ряд скважин добывающего и нагнетательного фонда в дальнейшем переводятся под выработку запасов газовой шапки неокомской залежи. На рисунке 3.7 представлены результаты расчетов по выбору необходимых диаметров лифтовых колонн. 55 Рисунок 3.7 – Потери давления в стволе типовой скважины от дебита газа эксплуатирующую газовую шапку неокомской залежи Максимальные проектные показатели скважин при добыче газа составляют порядка 1,2 млн. м 3 /сут. Согласно приведенным расчетам, для указанных отборов газа, минимальные потери давления на трение соответствуют колоннам с условным наружным диаметром 140 - 168 мм (d НКТвн =126 - 150 мм). Учитывая, что разница потерь давления на трение для представленных типоразмеров колонн незначительна и составляет для максимальных отборов порядка 0.8-1.2 МПа, а также с целью унификации применяемого оборудования, рекомендуется применение колонн с условным наружным диаметром 140 мм. |