книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfщели). Заданная концентрация песка при использовании воды составляет 40—50 кг/м3. В зависимости от числа интервалов резки и схемы обвязки коммуникаций вычисляют количество рабочей жидкости и песка.
§ 5.2. ОСВОЕНИЕ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважин — комплекс технологических операций по перфорации, вызову притока и воздействию на призабойную зону пласта с целью обеспечения ее продуктивности, соответ ствующей естественной проницаемости и нефтенасыщенной тол щине пласта, при вводе скважины в эксплуатацию после буре ния или ремонта. Ограничимся здесь рассмотрением освоения в узком понимании этого слова как пускового процесса вызова притока.
Освоение нефтяных скважин Перед освоением скважина заполнена перфорационной жидко
стью или жидкостью |
глушения, |
которыми |
создается |
репрес |
|||
сия давления на пласт для предупреждения проявления |
(откры |
||||||
того фонтанирования) |
скважины, |
т. е. |
p3 = /ipcg>p™, |
где |
h — |
||
высота столба жидкости в скважине; |
рс — средняя плотность |
||||||
скважинной жидкости. |
|
|
|
|
р3< р Пл, |
т. е. |
|
Для вызова притока необходимо обеспечить |
|||||||
создать депрессию давления Лр = р Пл—р3- |
(при |
высоком |
рпл) |
||||
Различают методы |
освоения фонтанных |
и механизированных скважин. Перед освоением скважины обо рудуют в соответствии со способом эксплуатации и методом вы зова притока. Возможны два пути вызова притока: уменьше нием рс или h. В нефтепромысловой практике нашли примене ние следующие три метода вызова притока.
1. Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью (обычно по схеме: буровой раствор с большей плотностью — буровой раствор с меньшей плотностью — вода — нефть — газоконденсат). Для этого в сква жину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и на сосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и зака чивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или в затрубное пространство (обратная промывка) агрегатом УН 1-630x700 А (4АН-700), а из скважины жидкость выводят в сборную ем
кость. |
Аэрирование (газирование) |
жидкости. Осуществляется |
|
2. |
|||
аналогично, но в поток жидкости |
(воды) постепенно вводят |
||
газ с увеличивающимся расходом жидкости (рис. |
5.2). Плот* |
||
ность |
газожидкостной смеси доводят до 300—400 |
кг/м3. Ско- |
Рис. 5.2. Технологическая схе ма освоения скважины аэри рованием жидкости с приме нением двухфазной пены:
1 —аэратор; 2 —манометр; 3 — рас
ходомер |
воздуха; 4 — компрессор; |
||||
5 —обратный |
клапан; |
6 —насосный |
|||
агрегат; |
7 — мерная |
емкость; |
8 — |
||
накопительная |
емкость |
для |
пено |
||
образующей |
жидкости; |
9 — линия |
|||
выкида |
пены |
|
|
|
|
рость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплывания газа должна быть не менее 0,8—1 м/с. Газ вводят с по мощью аэратора типа «перфорированная труба в трубе» или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а да газовой линии устанавливают обратный клапан. Также можно использо вать газ из газовых скважин (газопроводов), воздух от передвижного компрессора и газообразный азот от автомобиль ной газификационной установки АГУ 6000—500/200 (АГУ-8К). Для освоения скважин разработаны передвижные компрессор ные установки УКП-80, СД-12/250, НЭ-12/250, УКС-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200 Тп и др. При использовании воздуха могут образовываться взрывоопас ные смеси и не исключена возможность взрывов в скважине. Для придания процессу плавности, устойчивости и безопасности
вводу добавляют ПАВ — пенообразователи.
3.Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом. Осуще ствляется аналогично пуску газлифтных скважин (см. в гл. 8). Отличие состоит только в подключении к устью передвижной компрессорной установки или АГУ 6000-500/200. В процессе
пуска быстро создается депрессия, поэтому метод не применим при наличии рыхлых и неустойчивых коллекторов, подошвен ной воды.
Иногда еще применяют методы свабирования (поршневания) и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной лебедки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми ман жетами) в НКТ или желонку (наподобие узкого длинного ведра с клапаном).
Газлифтные скважины осваивают обычно методом продавки (см. гл. 8). Насосные скважины перед освоением промывают водой или лучше нефтью и осваивают насосом (ШСН, ЭЦН), используемым при эксплуатации.
Нагнетательные скважины различают на законтурные (распо ложенные в водяной зоне) и внутриконтурные (распо ложенные в нефтяной зоне залежи). Законтурные скважины осваивают сразу под нагнетание воды, а внутриконтурные обычно сначала на приток, затем, после снижения давления Рпл в районе скважины, под закачку. Если имеется ряд нагне тательных скважин, то осваивают их под закачку через одну, затем после обводнения под закачку осваивают пропущенные скважины. В скважинах, которые работали на отбор нефти, це лесообразно провести тепловую обработку (см. § 5.8).
Для очистки ствола нагнетательной скважины перед закач кой проводят интенсивные промывки (прямые, обратные) в те чение 1—3 сут с расходом воды 1200—1500 м3/сут до мини мального и стабильного содержания взвешенных частиц. Вода подается из водовода со сбросом в емкости (земляные амбары, канализацию) или по закольцованной схеме с отстоем.
Для очистки призабойной зоны осуществляют интенсивные дренажи самоизливом, газлифтным и насосным способами экс плуатации или поршневанием (свабированием). Самоизливом достигается эффект, когда расход притекающей воды доста точно большой (несколько десятков м3/сут). Кратковременные (по 6—15 мин) периодические изливы до стабилизации коли чества взвешенных частиц сокращают расход воды в 4—6 раз по сравнению с непрерывными изливами. При выполнении всех работ следует не допускать сброса минерализованной или за грязненной нефтью воды в открытые водоемы.
§ 5.3. ЗАДАЧИ, ВИДЫ И МЕТОДЫ, ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
Задачи, виды и методы исследования
Основная задача исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проек тирования, анализа, регулирования разработки залежей и экс плуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» ме сторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и экс плуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь. с.!»:;
Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии раз ведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их за ключается в получении исходных данных, необходимых для под счета запасов и проектирования разработки. Текущие исследо вания осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит
в получении сведений для уточнения параметров пласта, при нятия решений о регулировании процесса разработки, проекти рования и оптимизации технологических режимов работы сква жин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внед рение внутрипластового горения и т. д.).
Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К пер вым относят непосредственные измерения давления, темпера туры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается не посредственному измерению. Эти параметры определяют кос венно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными парамет рами. Косвенные методы исследования по физическому явле нию, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово геофизические, гидродинамические и др.
Промыслово-геофизические исследования
При промыслово-геофизических исследованиях с помощью при боров, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются электриче ские свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радио активный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия) и т. п. Промыслово-геофизиче ские исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, ли тологию и глинистость пород, положения ВНК, ГНК и их про движения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радио активных изотопов, индикаторные методы и др.)» выявить ра ботающие интервалы пласта, установить профили притока и по глощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (каче ство цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудова ния, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка
идр.). Эти исследования выполняют геофизические организации.
Кгеофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.
Скважинные дебито- и расходометрические исследования
Они позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих ипоглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследова ния дополняются одновременным измерением давления, темпе ратуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределе ния вдоль ствола скважины. Для исследования на электриче ском кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину — дебитомер), датчик которого на поверхность подает электриче ский сигнал, соответствующий расходу жидкости.
Прибор перемещают в скважине периодически с определен ным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке из меряется суммарный расход. По данным измерения строят диа грамму интенсивности (расходоили дебитограмму) или пре имущественно профиль поглощения (притока) жидкости (рис. 5.3), что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей тол щины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффек тивность проводимых в скважине работ по воздействию на при забойную зону пласта. При наличии измерения забойного дав ления можно определить коэффициент продуктивности (приеми стости) каждого интервала или в случае исследований при не скольких режимах работы скважины — построить для них инди каторные линии (см. § 5.4).
Рис. 5.3. Дебитограмма (а) н про филь (б) притока жидкости из пла ста, состоящего из трех (/, //, ///)
пропластков:
Q — расход жидкости; Q- — приток из
t-ro пропластка; z — вертикальная коорди ната; 1 —интервалы перфорации; АВ — не работающий интервал перфорации тол щиной h
ац
У 1 , |
?? |
6 |
|
и ^ а ж вц |
|||
|
№ |
||
Ж 'II |
|
/ |
|
|
У л > г. |
||
1 |
у |
% |
|
ж ' I |
|||
1 т |
|
т |
|
г ' |
Z' t |
Они позволяют изучать распределение температуры в дли тельно простаивающей (геотерма) и в работающей (термо грамма) скважине, по которому можно определять геотермиче ский градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выра ботки запасов нефти при заводнении, контролировать техниче ское состояние скважин и работу подземного скважинного обо рудования.
Изменение температуры Т недр Земли с глубиной г (естест
венная геотерма) можно представить уравнением |
|
T = T0 + Tz, |
(5.5) |
где То — температура нейтрального слоя; T=dT/dz — геотерми ческий градиент (в среднем равен 0,033 °С/м). Если Т0 приве сти к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. Геотерма и термограмма при закачке горя чей воды показаны на рис. 3.7 (см. § 3.6). В добывающей сква жине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие по роды, причем со временем t распределение температуры стаби лизируется. Геотерма и термограммы используются при проек тировании и анализе эксплуатации скважин.
Фильтрация в скважину как дроссельный процесс изменения
температуры АТ от перепада давления Ар |
(эффект Джоуля — |
Томсона) согласно уравнению |
|
АТ = —едДр |
(5.6) |
характеризуется изменением температуры флюида на ее забое, где ед— средний интегральный коэффициент Джоуля — Том сона. Для воды ев= 0,24, для нефти ен=0,41—0,61, для углево дородного газа 8Г= —(2,55—4,08) °С/МПа. Это значит, что при притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа — охлаждается. Если в скважину притекает газированная нефть, то изменение температуры вследствие дроссельного и калори метрического эффектов можно оценить по формуле
т» — Тпл _ |
СненРн ~t~ СгСгРг^Н (Go ДрРз) |
Рпл — Рз |
СнРн 4" СгргРн (Go — ССрРэ) |
где Тпл, Тз — пластовая |
и забойная температуры; Ь„ — объем |
ный коэффициент нефти; сН(Г), рн(Г) — теплоемкость, плотность при нормальных условиях нефти (газа); G0 — газовый фактор; аР — коэффициент растворимости газа в нефти.
С использованием формулы можно оценить условия отсут ствия изменения температуры ( Т 3 = Тпл), выпадения парафина из
нефти в пласте (T3^ T Ut где Тн— температура насыщения нефти парафином), радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4—0,6 °С при депрессии приблизительно 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяются аномалии темпера туры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, сня тых после остановки водонагнетательных скважин, что позво ляет выделить поглощающие пласты.
Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при посто янном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную тем пературу и последовательно смешиваясь, обусловливают скачко образное изменение температуры потока смеси. Тогда приток QPi из каждого последовательно сверху вниз пласта можно вычислить по калориметрическому уравнению
Д |
З Д г= Д Г г £ Q{, |
(5.8) |
|
i+1 |
|
где ATPi — повышение |
температуры потока |
рассматриваемого |
пласта у его кровли относительно геотермы; |
А7\ — понижение |
температуры потока в пределах интервала смешения (за счет
калориметрического эффекта); |
Qp ,• — дебит рассматриваемого |
|
|
п |
|
интервала; |
2 Qf— суммарный |
дебит нижележащих пластов |
М-1
(относительно рассматриваемого), причем для первого пласта
п
V Q{= Q,—Q„i, Q—общий дебит скважины; п — число пластов.
<-Н
Следует отметить, что расходо- и термометрия скважин поз воляют также определить места нарушения герметичности ко лонн, перетоки между пластами и др.
Гидродинамические методы исследования
Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лаборатор ных и промыслово-геофизических исследований изучением ох ватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивно сти (приемистости) скважин Ко, гидропроводность пласта е, пластовое давление р„л, пьезопроводность пласта к, комплекс ный параметр х/гс2 (гс— приведенный радиус скважины),
а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследова.- ниями — проницаемость k и радиус гс.
Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Эти исследования выполняют службы нефтедобывающих предприятий. Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомендуемая периодич ность осуществления исследований и измерений по каждой сква жине устанавливается с целью выявления всех изменений усло вий работы залежи и скважин и в основном предусматривает: а) один раз в 2 года проводить гидродинамические исследова ния; б) ежегодно — определять профиль притока и интервалов обводнения; в) один раз в полугодие измерять рпл и Гпл, опре делять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в на блюдательных скважинах); г) ежеквартально измерять р3; д) ежемесячно измерять газовый фактор (при рпл>Рн), е) один раз в 1—2 недели измерять газовый фактор (при рПл<рн), де биты, приемистости, обводненность продукции и т. д.
Технология и техника гидродинамических исследований и измерений
Способ эксплуатации скважин накладывает технические огра ничения на гидродинамические исследования. Особенности, свя занные с этим, будут рассмотрены дальше.
Скважинные приборы для глубинных измерений подразде ляют на автономные (с местной регистрацией) и дистанцион ные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пе ром на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часо вого привода. Обрабатывают такие записи с помощью различ ных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с че тырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.
Спуск приборов в работающие скважины с избыточным дав лением на устье осуществляют с использованием лубрикато
ров, |
устанавливаемых на |
фонтанные |
арматуры. |
Лубрикатор |
представляет собой трубу, |
имеющую на одном конце фланец, |
|||
а на |
другом — сальник для |
уплотнения |
проволоки |
или кабеля, |
на котором спускается прибор в скважину. Автономные при боры спускают на проволоке диаметром 1,6—2,2 мм с помощью лебедки ЛС-16, ЛСГ-1, установки для исследования скважин типов Азинмаш-8 А, Азинмаш-8 В, ЗУИС, дистанционные при боры— на кабеле с помощью автоматической исследовательской
станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная измерительная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с поврежде нием брони кабеля или образованием петель на проволоке, при меняют устройство (УЛА-1), устанавливаемое между лубрика тором и фонтанной арматурой.
Прямые измерения давления осуществляют скважинными ма нометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанционными типа МГН-5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН-1, МПМ-4 и дистанционными типа МГД-36) и дифманометрами (прямого действия ДГМ-4М и компенсационными «Онега-1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25—36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давле ния до 100 МПа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 МПа, область рабочих температур от —10 до +400 °С.
Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанцион ные дебитомеры (типа РГД-2М, «Кобра-36Р», ДГД-6Б, ДГД-8) и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26—42 мм, пределы измерения 5—200 м3/сут, ра бочие давление и температура 20—35 МПа и 70—100 °С. Ана логично для расходомеров соответственно: 42—ПО мм, 20— 3000 м3/сут, 50 МПа, 120 °С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного .и фонарного типов, раскрываемые с помощью двига телей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер «Терек-3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД-2, СТД-4, СТД-16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16—36 мм, чувствительность 0,5 м3/сут. Они могут быть использованы также для измерения темпера туры до 80 °С.
В последнее время находят применение комплексные при боры: (Скважинные ! асходомеры-влагомеры ВРГД-36, «Коб ра-36 РВ», дистанционный прибор ДРМТ-3 (для измерения дав ления до 60 МПа и температуры до 180 °С в фонтанных и на сосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток-5» (для измерения давления до 25 МПа, температуры до 100 °С, рас хода 6—60 или 15—150 м3/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм; имеется локатор сплошности, обеспе чивающий точную привязку данных к разрезу скважины).
§ 5.4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ
Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производи тельность и оценке фильтрационных параметров пласта, т. е. в получении и обработке индикаторной диаграммы (линии)— зависимости дебита от депрессии Q(Ap), где Ар--рил—Рз-
Технология исследования состоит в непосредственном изме рении дебитов скважин Q (или приемистостей нагнетательных скважин) и соответствующих им значений р3 последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последователь ных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2— 5 суток. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях или в мерных емкостях пробы жидкости на обводненность и наличие песка.
Дебит измеряют на групповых замерных установках типа «Спутник» или иногда (на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мер ную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа Агат-1), а на индиви дуальных замерных установках (на выкиде из трапа) — турбин ными счетчиками или посредством дифманометров с дроссель ными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях.
Пластовое давление рпл измеряют в остановленных скважи нах, обычно в период ремонтных работ, а затем строят графики изменения его во времени, экстраполируя на дату исследова ния. Имеются и другие методы его определения.
По результатам исследования строят индикаторные диа граммы (рис. 5.4). Значение дебита с поверхностных условий на пластовые пересчитывают с помощью объемного коэффици ента Ь, умножая измеренное значение дебита на Ь. Если инди каторная диаграмма — прямая линия (см. рис. 5.4, линии 1,1'), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то как тангенс угла у наклона линии определяем коэффициент продуктивно сти (приемистости) скважины
|
tg y = K0 = Q/Ap, |
(5.9) |
где К0= 2яkhl^jx In |
^ ; k, h — проницаемость и работающая |
толщина пласта; р.— вязкость жидкости; RK, гс — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.