Разработка и исследование методов управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов
На правах рукописи
СОРОКИН АЛЕКСАНДР ВАЛЕРЬЕВИЧ
РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ СКВАЖИН ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2008
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Сибирский научно – исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)
Научный руководитель – кандидат технических наук
Мулявин Семен Федорович
Официальные оппоненты: - доктор физико-математических наук,
профессор
Федоров Константин Михайлович
- кандидат технических наук
Стрекалов Александр Владимирович
Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт «Сибгеотех» (ООО «НИИ Сибгеотех»)
Защита состоится 24 октября 2008 г. в 12.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.
Автореферат разослан 24 сентября 2008 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. На многопластовых месторождениях, каковым является и Ван-Еганское, имеется большое количество низкопродуктивных пластов или секторов разработки с небольшими нефтенасыщенными толщинами в 2 – 3 м., разработка которых самостоятельной сеткой скважин нерентабельна. Исходя из этого, обычно два и более пласта объединяют в один объект для совместной выработки. Ведение добычи из двух и более пластов одной скважиной требует более пристального внимания, постоянного инженерно-технического сопровождения работы скважин, пластов и скважинного оборудования. Бесконтрольность совместной разработки может привести к ситуации, когда будет очень сложно определить потенциалы объектов и структуру остаточных запасов углеводородов. Решение данной задачи только промыслово-геофизическими исследованиями скважин потребует значительных финансовых затрат и имеет ограничения по возможному охвату фонда исследованиями. Таким образом, с одной стороны, необходимо производить приобщение продуктивных пластов для продления экономически рентабельной добычи, а с другой стороны, затруднен контроль и регулирование работы скважин, что так же может привести к значительным потерям как добычи (в зависимости от системы разработки до 40% извлекаемых запасов), так и финансовых средств. Возможным решением данной проблемы является использование технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (ОРРНЭО).
Цель работы
Повышение эффективности эксплуатации двух продуктивных горизонтов в совместно-раздельном и совместном режиме путем управления гидродинамическими режимами работы скважин и раздела продукции при разукрупнении объектов многопластового месторождения.
Основные задачи исследования
- Разработка одномерной гидродинамической модели для совместного вскрытия и эксплуатации двух пластов и обоснование методов оценки и контроля параметров работы пластов;
- Разработка методики раздела добываемой продукции по скважинам, совместно эксплуатирующим два пласта;
- Обоснование разукрупнения объектов многопластового месторождения с целью управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов;
- Совершенствование технологии ограничения водопритока различного происхождения для скважин, совместно эксплуатирующих несколько пластов;
- Промысловая апробация методов расчета по контролю работы пластов, а также рекомендуемые мероприятия по совершенствованию эксплуатации двух пластов.
Научная новизна выполненной работы
- Научно обоснован теоретический подход к разделу продукции по скважинам на основе созданной математической модели для определения значений дебитов, давлений, обводненности и характеристик каждого из пластов при их совместной эксплуатации.
- Предложен метод управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов одним фильтром за счет дифференцированного воздействия на них со стороны нагнетательных и добывающих скважин.
- Для условий многопластового Ван-Еганского месторождения научно обосновано разукрупнение объектов с целью повышения эффективности эксплуатации двух пластов.
Практическая ценность и реализация
Результаты исследований используются на месторождениях ООО «СП «Ваньеганнефть» и могут быть применены на большинстве месторождений, имеющих многопластовое строение, для контроля и регулирования процесса разработки двух пластов одним фильтром с применением:
- Способа расчета характеристик работы каждого из двух пластов при их совместной эксплуатации и сравнения полученных результатов с петрофизическими данными для определения скважин, работающих не в оптимальном режиме по причине возникновения скин-эффекта одного или обоих пластов;
- Пакерных компоновок на нагнетательных и добывающих скважинах с двумя пластами для дифференцированного регулирования процесса разработки;
- Пересмотра исторических данных по отборам каждого из пластов при их совместной эксплуатации. Произведен пересчет накопленных отборов и скорректированы текущие и прогнозные объемы добычи, определены зоны остаточных запасов нефти по объектам Ван-Еганского месторождения. Это позволило произвести ряд успешных переводов скважин в районы, ранее считавшиеся малоперспективными по причине малой кратности остаточных запасов. На текущий момент было выполнено 18 таких переводов. Входной дебит нефти составил 21 т/сут. Накопленная добыча нефти составляет более 130 тыс.т ;
- Комплексной технологии РИР с использованием цементирования в неконсолидированных песчаниках, существенно повышена технологическая эффективность ограничения водопритока. Успешность проведения такого вида операций увеличилась с 70 до 85 %.
В ООО «СП «Ваньеганнефть» с 2008 г. используются такие методические указания, как: «Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующих два продуктивных горизонта в программе «COMMINGLE», а также методические указания «Расчет и подбор необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «SQUEEZE». Предложенные методики внедрены в учебный процесс кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ТюмГНГУ».
Апробация результатов исследований
Основные положения и результаты диссертационной работы были озвучены и обсуждались на международном технологическом симпозиуме РАГС при президенте РФ (г. Москва, 2003 г.), 12-м Европейском симпозиуме повышения нефтеотдачи пластов (г. Казань, 2003 г.), международной российской нефтегазовой конференции и выставке SPE («Мир технологий для уникальных ресурсов» г. Москва, 2006 г.), международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007 г.), заседаниях ТКР по ХМАО, координационных совещаниях и научно-технических советах ООО «СП «Ваньеганнефть» и ООО Научно-исследовательский институт «СибГеоТех» (г. Нижневартовск, 2007, 2008 гг), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2003-2008 гг).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 12 печатных работах, в том числе, в 4 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Получено два патента на изобретения.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 141 странице машинописного текста, содержит 26 таблиц, 45 рисунков. Состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка источников из 97 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность. Обоснована актуальность проблемы совместной и совместно-раздельной разработки пластов, которой посвящены работы Атанова Г.А., Батурина Ю.Е., Борисова Ю.П., Желтова Ю.П., Ибрагимова Г.Х., Ковалева В.С., Кондратюка А.Т., Крылова А.П., Курбанова А.К., Лысенко В.Д., Максимова М.И., Медведского Р.И., Мищенко И.Т., Мухарского Э.Д., Николаевского В.Н., Сазонова Б.Ф., Саттарова М.Л., Сургучева М.Л., Ревенко В.М., Телкова А.П., Щелкачева В.Н. и др. Сформулирована основная цель работы, основные задачи исследования, научные положения, отражается научная новизна и практическая ценность работы.
В первом разделе рассмотрены осложнения при совместной эксплуатации пластов и проведен анализ геолого-физических особенностей объектов разработки, структуры запасов и состояния разработки Ван-Еганского месторождения. Месторождение включает 52 продуктивных пласта, которые по фазовому состоянию разделяются на газовые, нефтегазоконденсатные, нефтяные и нефтегазовые. Проницаемость коллекторов изменяется от 0,0005 до 2,0 мкм2, вязкости пластовой нефти от 0,45 до 300 мПа*с, нефтенасыщенность от 0,45 до 0,75 доли ед. Литологические пласты разделены на пять групп: 1- пласты ПК, 2 – пласты АВ, 3- пласты БВ, 4- ачимовская толща, 5- пласты ЮВ. Исходя из объемов добычи углеводородов по скважинам с совместной эксплуатацией пластов, которая составляет около 12%, оценена возможная погрешность в подсчете запасов по различным пластам. Установлено, что наибольшая вероятность некорректного подсчета отобранных запасов приходится на пласты БВ7, БВ82, БВ5 и БВ6. В этой связи, в первом разделе детально описана их геология, PVT свойства флюидов, история и система разработки.
Произведенный анализ известных технологий учета добычи из скважин с совместной эксплуатацией пластов позволил установить их преимущества и недостатки.
Наиболее часто используется расчетный способ деления продукции по совместным скважинам, исходя из соотношения k*h (проводимостей, где k-средневзвешенная проницаемость работающего интервала пласта, h- мощность работающего интервала), данный способ допускает при расчетах большие неточности (из-за неизвестности фактических параметров) и не учитываются пластовые давления и скин-эффект. Известный геохимический анализ добываемых нефтей по определенным маркерам имеет ограниченное применение для пластов с близкими свойствами нефтей для оценки отборов пластовых вод.
Методика учета продукции с помощью периодического проведения геофизических исследований не всегда применима из-за необходимости вывода из эксплуатации скважин и большой затратности выполняемых работ.
Как известно, при установке расходомеров на кровле каждого из пластов отсутствует надежный канал связи для получения оперативной информации по работе объектов.
Применение технологий U-Tool или двухрядной компоновки, разработанной компаниями Baker, OTIS, Camco и др. позволяет доставлять на поверхность продукцию каждого из пластов по самостоятельному лифту, не смешивая. Ограничением применения таких устройств является их дороговизна и низкая надежность, а также невозможность их использования для скважин с малыми диаметрами эксплуатационной колонны труб.
Установлено, что наиболее перспективной для условий Ван-Еганского месторождения является технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов - технология ОРРНЭО (НИИ «СибГеоТех», г. Нижневартовск), позволяющая дифференцированно воздействовать на каждый из объектов и отличающаяся относительной простотой.
Во втором разделе выполнен вывод уравнения фильтрации жидкости к стволу скважины при совместной эксплуатации двух пластов одним фильтром на основе уравнения Дюпюи для плоскорадиального течения жидкости к стволу скважины. В работе показано, что расчет распределения добываемой продукции с применением математических алгоритмов возможен только при определении следующих данных:
- Qн(t), Qж(t) – динамика изменения дебита нефти и жидкости по скважине, м3/сут.;
- Рпл1(t), Рпл2(t) - пластового давления по каждому из эксплуатируемых объектов в зоне отбора, Па;
- W1(t) - обводненность продукции хотя бы одного из эксплуатируемых объектов, доли ед;
- Pзаб1 - прямой замер забойного давления по верхнему пласту, Pзаб2 рассчитывается по формуле (3), Па;
- К1, S1 - характеристики пласта и призабойной зоны хотя бы по одному из эксплуатируемых объектов (проницаемость и скин-фактор).
Расчеты сводятся к решению системы уравнений притока жидкости к забою скважины, и уравнения, определяющего разность между забойными давлениями каждого из пластов. Известно, что уравнение плоско-радиального течения жидкости Дюпюи по первому пласту можно записать в виде:
(1),
где: Qж1 –дебит жидкости первого пласта, м3/сут;
W1 – обводненность продукции пласта, доли ед;
н1 –вязкость пластовой нефти, мПа*с;
в1 –вязкость пластовой воды, мПа*с;
В01 – объемный коэффициент пластовой нефти;
Pзаб1 – забойное давление, Па;
S1, и K1 – проницаемость и скин-фактор пласта, м2;
Pпл1– пластовое давление, Па;
Rk1– радиус контура питания, м;
rc – радиус скважины, м;
h1 – мощность работающего интервала пласта.
Для второго пласта выражение примет вид:
(2).
Забойное давление по второму пласту можно выразить через уравнение расчета гидравлической разности забойных давлений между пластами:
(3),
где: W2 – обводненность продукции нижележащего объекта, д. ед;
Pзаб1 – забойное давление на верхний пласт, Па;
– разница между глубинами залегания пластов по вертикали, м;
н1 и н2 – плотности пластовых нефтей каждого из объектов, кг/м3.
Известно, что дебиты пластовых флюидов определяются соотношениями:
(4),
а так же
, (5),
где Qж и Qн – суммарный дебит жидкости и нефти, м3/сут;
Qж1, Qж2 и Qн1, Qн2 – дебиты жидкости и нефти каждого из эксплуатируемых пластов, м3/сут.
Таким образом, получаем нелинейную систему из двух уравнений с двумя неизвестными (W2, S2)
(6).
Система уравнений решается методом итераций в программе «Commingle», построенной на основе Microsoft Excel, и проверена на сходимость по забойным давлениям, полученным с использованием данного алгоритма, на основе пересчета от динамического забойного давления.
Применение программы «Commingle» позволяет использовать максимум геолого-гидродинамических данных, подстраиваться под вновь полученные данные различных источников и отражать наиболее достоверное распределение продукции с учетом всей информации.
С целью тестирования предложенной модели и адаптации на фактические данные были проведены специальные исследования. Данные аналитического моделирования были скорректированы с применением результатов геофизических исследований (КВД, ПГИ) на скважине № 508 Ван-Еганского месторождения и отработки скважины на различных режимах. Полученная информация позволила подтвердить выполненные расчеты и привести модель в соответствие с фактическими результатами (рисунок 1) из которого видно, что доля участия пластов в работе по модели и по дебитометрии совпадают.
Рисунок 1 - Сопоставление данных потокометрии с моделью автора
Рисунок 2 - Индикаторные диаграммы по скважине № 508 Ван-Еганского месторождения со струйным насосом на разных режимах эксплуатации
При проведении геофизических исследований на скважине № 508 при установленном струйном насосе дополнительно получены индикаторные кривые каждого из работающих пластов (рисунок 2) путем определения профилей притока пластов на нескольких режимах эксплуатации.
С целью получения представительных данных на скважине № 547 куст 40Б проведен полный комплекс геофизических исследований и выполнены работы по исследованию индукционного нейтрон-нейтронного каротажа пластов с закачкой солевых растворов различной минерализации. Это позволило определить интервалы остаточной нефтенасыщенности коллектора, с целью моделирования гидродинамических характеристик работы скважины № 547 с применением радиальной модели двух пластов Eclipse. Полученные результаты были сверены на сходимость с данными аналитического моделирования и данными промысловой геофизики. После построения гидродинамической модели скважины № 547 проведена адаптация по промысловым данным (рисунок 3).
Рисунок 3 - Результаты геолого-гидродинамического моделирования Eclipse по скважине № 547 Ван-Еганского месторождения
С целью определения обводненности каждого из пластов без остановки скважины в работе, предлагается выполнить отработку скважины на двух режимах эксплуатации. Рекомендуемая периодичность проведения таких исследований 1 - раз в 1-3 месяца и зависит от каждого конкретного случая. Пример проведения таких исследований по скважинам № 676 и № 1504 отображен на рисунке 4. 
Рисунок 4 - Определение обводненности продукции каждого из пластов при совместной эксплуатации на основе отработки на двух разных режимах эксплуатации скважин № 676 и № 1504
После адаптации предложенной модели она применена для формирования уточненной базы добычи по Ван-Еганскому месторождению. Пример полученных результатов по пересчету отборов нефти по пласту БВ82 показан на рисунке 5. Из которого следует, что в целом перераспределение добычи по пласту невелико – менее 1 %.
Рисунок 5 - Корректировка отборов по скважинам пласта БВ82
Однако, из рисунка 5 видно, что несмотря на незначительную суммарную корректировку отборов, по пласту БВ82 общий отбор увеличился на 98127 тонн, или 0,79 %, а по отдельным скважинам изменение отборов достигает значительных величин (рисунок 5).
В рамках работы «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пласты групп АВ, БВ и ЮВ)», выполненной совместно с ООО НПФ «Бинар» в 2003-2004 гг, построены и адаптированы трехмерные гидродинамические модели разрабатываемых пластов Ван-Еганского месторождения. Для сопоставления результатов расчетов по разделу продукции скважин с результатами гидродинамического моделирования на моделях пластов БВ7 и БВ82, БВ5 и БВ6 проведены расчеты настройки истории. Согласно предложенной методике были пересмотрены исторические отборы по совместно-раздельно эксплуатируемым скважинам. На основании скорректированной информации по отборам были перестроены геолого-гидродинамические модели пластов. В более чем 80 % скважин расхождение полученных результатов моделирования с фактическими результатами составило менее 10 %. Расхождение накопленной фактической добычи с данными моделирования составило менее 2 %. Данные расчеты позволили скорректировать карты остаточных нефтенасыщенных толщин по площади.
Корректность полученных результатов была проверена результатами исследований УКК (углерод-кислородный каротаж) и ИННК (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж) пластов БВ5, БВ6, БВ7 и БВ82. Совпадение в оценке остаточной нефтенасыщенной мощности составило 90 %. Это позволило обосновать 18 переводов в зоны максимальной плотности запасов в период 2005-2007 г. Средний начальный дебит нефти составил 21 т/сут., дополнительная добыча составила более 130 тыс.т.
Известно, что применение геолого-гидродинамических моделей при расчете характеристики работы каждого из пластов при совместной эксплуатации требует достоверных знаний о геологии пласта, свойствах флюидов, забойных и пластовых давлениях. Такая задача не всегда может быть решена качественно без привлечения дополнительных промысловых исследований и представляет собой достаточно трудоемкий процесс.
В этой связи разработана модель для прогноза показателей работы скважины в совместном режиме, в которой реализованы следующие основные уравнения подземной гидродинамики:
- Уравнение плоско-радиального притока к забою скважины Дюпюи (расчет и контроль ожидаемого дебита)
, (6)
где Q - дебит жидкости, м3/сут; k и h – проницаемость и мощность работающего интервала пласта, м2, м; Рпл и Рзаб соответственно пластовое и забойное давление, Па; Rk и Rc радиус контура питания и радиус ствола скважины, м; S – скин-фактор.
- Уравнение материального баланса (расчет изменения пластового давления)
, (7)
где Nр - количество добытой нефти, тыс.м3; N - количество нефти, первоначально заключенной в пласте, тыс.м3; Wр - суммарная добыча воды, тыс.м3; We - суммарный объем поступающей в продуктивный пласт краевой воды, тыс.м3; Wi - количество закачанной в оды, тыс.м3; В t - коэффициент пластового объема нефти с растворенным газом, м3/м3; Вti - коэффициент пластового объема нефти при начальном пластовом давлении, м3/м3; Вg - ко эффициент пластового объема газа, м3/м3; Вgi - коэффициент пластового объема газа при начальном пластовом давлении, м3/м3; m - отношение объема начальной газовой шапки к начальному объему нефти в пласте, д.ед; Rр - суммарный газовый фактор, м3/м3; Rsi - начальная растворимость газа, м3/м3; Sw - текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед; Swi - начальная водонасыщенность пористой среды, д.ед; Сf - сжимаемость породы, 1/кРа; Сw - сжимаемость воды, 1/кРа; р - депрессия давления в пласте, кРа; Gi - суммарное количество нагнетаемого газа, тыс.м3.
- Объемный метод расчета дренируемых запасов (расчет прогнозных отборов по каждому из объектов эксплуатации)
, (8)
где V – расчетный объем дренируемых запасов, м3; k – пористость, %; kн – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед; S – площадь зоны дренирования, м2; B0 – объемный коэффициент нефти, Кохв и Квыт – соответственно ожидаемый коэффициент охвата пласта воздействием и коэффициент вытеснения.
- Уравнение гидравлической разницы забойного давления между пластами (определение ожидаемого забойного давления)
,(9)
где Рзаб1 и Рзаб2 – забойное давления каждого из пластов, Па; Нверт1 и Нвер2 – глубина каждого из пластов по вертикали, м; g – ускорение свободного падения, м2/с; W2 – обводненность нижнего объекта, доли ед; н2 и в2 – плотность нефти и воды нижнего объекта, кг/м3;
На основе моделирования процессов разработки Ван-Еганского месторождения выявлено, что совместная разработка двухпластовой залежи наиболее эффективна при небольших различиях проницаемостей (1,5-2 раза). Предпочтительно совмещать объекты с достаточно активным подпором водоносного горизонта или достаточно сформированной системой заводнения. Установлено, что чем больше значение депрессии, тем больше интервалов пластов принимают участие в работе. После существенного обводнения одного из пластов необходимо использовать технологии разобщения объектов для дифференциального воздействия на объекты.
В третьем разделе предложены технические решения, направленные на управление гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов.
На Ван-Еганском месторождении проводится разобщение пластов пакерными компоновками с установкой мандрелей, что дает возможность регулировать потоки с помощью смены глубинных штуцеров. Данная технология применяется для газлифтной эксплуатации, а также для нагнетательных скважин. В таком случае смена клапанов осуществляется без привлечения бригад КРС. Весь процесс исследований и регулирования воздействия осуществляется с помощью применения канатной техники (рисунок 6, пат. № 2211311, 2203386).
Рисунок 6 - Пример использования технологии ОРРНЭО 1 – УЭЦН, 2 – пакер, 3 – глубинные мандрели.
В случае использования подобных компоновок при работе скважин с помощью УЭЦН регулирование процессов эксплуатации осуществляется путем постановки на скважину бригады КРС и извлечения насосного оборудования. Технологию ОРРНЭО можно использовать для временной или постоянной изоляции обводненного или загазованного пласта или интервала для одного пласта.
Примером дифференцированного воздействия на пласты может служить скважина № 699/40Б, которая с помощью бескомпрессорного газлифта совместно-раздельно эксплуатировала три пласта БВ3, БВ5 и БВ6. После увеличения депрессии на пласт увеличилась обводненность продукции с 89 до 95 %, в связи с прорывом воды в скважину из пласта БВ3. Традиционно в этих случаях устанавливают цементный мост в районе обводненного пласта БВ3, при этом пласты БВ5 и БВ6 оказываются изолированными.
Однако по данным анализа в зоне дренирования скважины остались неизвлеченные запасы нефти в пластах БВ5 и БВ6. Применение технологии ОРРНЭО позволило без выполнения сложных ремонтно-изоляционных работ временно изолировать пласт БВ3 и продолжить эксплуатацию по пластам БВ5+БВ6. После проведения данных операций текущая обводненность продукции снизилась с 94 до 80 % и эксплуатация скважины продолжалась еще в течение 4 лет (с 2003 по 2007 год). Кроме того, применение компоновки ОРРНЭО в данном случае оставило возможность в перспективе продолжить добычу с пласта БВ3.
Примером использования данного изобретения для временной изоляции газоносного пласта может служить скважина № 529/42, где после увеличения депрессии на пласт образовался «газовый конус», и скважина перешла на фонтанирование по затрубному пространству. Применение технологии позволило снизить газосодержание добываемой продукции и оставило возможность производить контроль параметров изолированного объекта (замер давления, испытание на насыщение, КВД и т.д).
По нагнетательному фонду скважин предложенная компоновка используется с 1998 года. Применение компоновки ОРРНЭО по таким скважинам позволяет дифференцированно воздействовать на группу пластов одними и теми же скважинами. По части нагнетательных скважин в работе совместно участвуют два-три продуктивных горизонта, и объемы закачки регулируются путем смены глубинных штуцеров в штуцерных камерах. По части скважин производится периодическое подключение и отключение пластов, что обеспечивает циклическое воздействие на пласт.
Для раздела продукции с помощью математических алгоритмов достаточным является определение параметров работы верхнего из, совместно эксплуатируемых пластов. Для этого между пластами устанавливается пакерующее устройство с клапаном-отсекателем (рисунок 7). Принцип действия клапана-отсекателя основан на его закрытии при перепаде давления между двумя сторонами клапана меньше заданного.
Рисунок 7 - Принципиальная схема клапана - отсекателя
Для проведения исследований необходимо снизить дебит скважины на величину, достаточную для срабатывания устройства. Перепад давления между двумя сторонами клапана в таком случае должен быть ниже перепада давления открытия клапана.
После такой манипуляции в работе скважины будет участвовать только верхний пласт, что позволит достаточно точно определить его обводненность, произвести замер пластового и забойного давления, КВД.
В четвертом разделе рассматриваются технологии проведения ремонтно-изоляционных работ и ограничения водопритока различного происхождения.
Актуальность темы выбора наиболее эффективной технологии ремонтно-изоляционных работ для скважин, совместно-эксплуатирующих несколько пластов, кратно вырастает с количеством эксплуатируемых скважиной объектов. Риск получения воды различного происхождения для скважин, эксплуатирующих два пласта, соответственно, в два раза больше.
В работе предлагается усовершенствовать стандартную технологию - цементирование под давлением. Способ расчета проведения РИР описан в методических указаниях «Расчет и подбор необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «SQUEEZE».
Задав расчетный объем и параметры цемента, можно моделировать его положение в стволе скважины и НКТ на каждой стадии закачки. Исходя из этого, рассчитывается гидростатическое давление столба жидкости на пласт и сравнивается с ожидаемым градиентом разрыва.
По результатам апробации расчетов на реальных скважинах и полученной эффективности работ была изменена технология выполнения операций по РИР. Изменения заключаются в следующем:
1) дренирование специальных отверстий при отсутствии достаточной для заливки приемистости, так как это носит потенциальный риск образования микротрещин;
- предпочтение отдается небольшим объемам цемента и использованию облегченного раствора;
- критерием успешности не является получение потери приемистости и роса давления на последней стадии закачки.
Рост успешности выполнения такого вида мероприятий по ООО «СП «Ваньеганнефть» с начала использования данной методики расчетов свидетельствует об ее высокой эффективности (таблица).
Таблица 1 - Успешность выполнения ремонтно-изоляционных работ
| Технология РИР | 1.02.2006-1.02.2007 | 1.02.2007-1.02.2008 | ||
| кол-во ремонтов | успешность, % | кол-во ремонтов | успешность, % | |
| Ликвидация заколонной циркуляции | 7 | 57,1 | 8 | 87,5 |
| Восстановление цементного камня за Э/К | 11 | 81,8 | 8 | 87,5 |
| Ликвидация внутрипластового перетока | 2 | 50 | 4 | 75 |
| ВСЕГО: | 20 | 70 | 20 | 85 |
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
- Разработана одномерная гидродинамическая модель для описания совместной эксплуатации двух пластов. Проведенная адаптация по результатам промысловой геофизики и гидродинамических исследований на скважинах показали хорошую сопоставимость результатов.
- На основе разработанной модели проведено уточнение и разделение добычи нефти и воды по совместным скважинам Ван-Еганского месторождения. По новым данным выполнено моделирование и построение карт текущей плотности запасов, что позволило выявить невыработанные зоны. Выполнено 18 переводов скважин, дополнительная добыча составила – 130 тыс. т.
- Разработаны методические указания «Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующих два пласта в программе Commingle», действующие в ООО «СП «Ваньеганнефть» с 2008 года.
- Предложены технические решения по управлению режимами работы совместных скважин: ОРРНЭО. Получены патенты № 2211311, 2203386. Описанная технология реализована на 3-х скважинах Ван-Еганского месторождения. Получена дополнительная добыча нефти в объеме 50 тыс. т.
- Предложена усовершенствованная технология РИР – цементирование под давлением. Разработаны и внедрены методические указания «Расчет и подбор необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «Squeeze». На основе методики выполнено 40 скважино-операций, успешность увеличилась с 70 до 85 %.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
- Донков П.В. Разукрупнение объектов разработки для повышения их нефтеотдачи / П.В. Донков, В.А. Леонов, А.В. Сорокин, И.В. Сабанчин // Интенсификация добычи нефти и газа: труды Междунар. технолог. симпозиума РАГС при Президенте РФ - М. - 2003. – С. 527-532.
- Леонов В.В. Воздействие на группу пластов одной сеткой скважин при разработке новых объектов / В.В. Леонов, П.В. Донков, О.В. Войтов, А.В. Сорокин // Нефть, газ, нефтехимия 2003: Сб. науч. тр., Казань. - 2003. – С. 54-59
- Сорокин А.В. Проблемы ремонтно-изоляционных работ для пластов с низким давлением разрыва / А.В. Сорокин, О.В. Войтов, И.Н. Зубов // Новые методы и технологии разработки месторождений газа и нефти крайнего севера: Сб. науч. тр. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. – Вып. 3 – С. 108-115.
- Сорокин А.В. Распределение продукции скважин совместно эксплуатирующих несколько продуктивных горизонтов / А.В. Сорокин, И.Б. Дубков, С.В. Минаков, К.В. Ярославцев, С.Ф. Мулявин // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Сб. науч. тр. международ. академ. конф. - Тюмень, 2007. – С. 296-301.
- Сорокин А.В. Практичный настольный инструмент для контроля и прогноза добычи жидкости, мониторинга работы скважин при добыче с одного и двух пластов / А.В. Сорокин, Скотт Смит // Мир технологий для уникальных ресурсов: Сб. науч. тр. нефтегазовой конференции и выставки SPE – М., 2006. – С. 105-108
- Пат. 2203386 РФ, МПК 7 Е 21 В 23/06, 33/12. Разъединяющее устройство Шарифова / Шарифов М.З., Леонов В.А., Егорин О.А., Сорокин А.В. (Россия). - № 2001103102/03; Заявлено 02.02.2001; Опубл. 27.04.2003, Бюл. № 12
- Пат. 2194152 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/12, 34/06. Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды / Шарифов М.З., Леонов В.А., Ишмуратов И.Ф., Сорокин А.В. (Россия). - № 2001102236/03; Заявлено 24.01.2001; Опубл. 10.12.2002, Бюл. № 34.
- Сорокин А.В. Методика контроля характеристик работы скважины / А.В. Сорокин, О.В. Войтов, С.Ф. Мулявин // Вестник недропользователя. - 2008. - № 19. – С. 24-27.
- Сорокин А.В. Аналитическая методика раздела продукции по совместным скважинам / А.В. Сорокин, О.В. Войтов, Н.Р. Кривова, С.Ф. Мулявин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 5. – С 43-47
- Грачев С.И. Применение индикаторных исследований на многопластовом месторождении / С.И. Грачев, Н.Р. Кривова, А.В. Сорокин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. - № 5. – С. 13-15.
- Сорокин А.В. Построение карт концентрации остаточных запасов углеводородов / А.В. Сорокин, Н.Р. Кривова, О.В. Войтов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. -№ 7 – С 32-35
- Семенов В.Н. Особенности геологического строения и проблемы разработки Ван-Еганского месторождения / В.Н. Семенов, И.П. Пуртова, А.В. Сорокин, С.И. Кирилов, Р.Х. Гималеев, С.Ф. Мулявин // Бурение и нефть. - 2008. - № 8. - С. 30-33.
Соискатель А.В. Сорокин
Издательство «Вектор Бук»
Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.
Подписано в печать
Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.
Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ.
Отпечатано с готового набора в типографии
издательства «Вектор Бук».
Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.
625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.
Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.
