Управление системой поддержания пластового давления

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 11Следующая ⇒

Необходимость поддержания пластового давления на определенном уровне возникает при снижении пластового давления до давления насыщения нефти газом. В этом случае происходит разгазирование нефти в призабойной зоне пласта с изменением фильтрационных характеристик горной породы пласта-коллектора. Фазовый коэффициент проницаемости для нефти уменьшается, соответственно уменьшается дебит скважины.

В таблице 3 приведена гидродинамическая характеристика нефтяных месторождений ПАО «БАШНЕФТЬ».

Поддержание пластового давления также обеспечивает:

- продление фонтанного способа добычи нефти;

- повышение коэффициента полезного действия газлифтных установок;

- повышение коэффициента полезного действия внутрискважинного оборудования при насосной эксплуатации;

- сокращение затрат энергии на подъем жидкости до устья скважины;

- уменьшение затрат на предупреждение осложнений при эксплуатации скважин;

- увеличение межремонтного периода работы скважины.

Наиболее эффективный способ поддержания пластового давления – закачка воды через нагнетательные скважины.

Контроль процесса поддержания пластового давления осуществляется путем подземной дискретной телеметрии с использованием оптико-волоконного кабеля, уложенного вдоль колонны насосно-компрессорных труб. По результатам замеров строится карта равных статических уровней.

Регулирование пластового давления осуществляется изменением объема закачки воды в аномальных зонах залежи нефти.

Таблица 3 - гидродинамическая характеристика нефтяных месторождений ПАО «БАШНЕФТЬ».

№ пп	Месторождение	Пласт	Р_пл, МПа	Р_нас, МПа	Р_пл - Р_нас	Резерв (Р_пл-Р_нас)/Р_пл, %	Гф, м³/ м³
1.	Туймазинское	Д_I Д_II	10,0 11,8	8,9 9,5	1,1 2,3	11,0 19,5	52,7 56,5
2.	Александровское	Бобрик. Д_I	8,8 10,0	6,1 8,8	2,7 1,2	30,7 12,0	19,3 53,8
3.	Серафимовское Леонидовская площадь	Д_I Д_II	11,5 14,1	9,3 9,8	2,2 4,3	19,1 30,5	53,4 66,3
4.	Серафимовское Серафимовская площадь	Д_I Д_I Д_II	9,5 10,6 14,9	9,2 8,4 9,0	0,3 2,2 5,9	3,2 20,8 39,6	51,4 44,4 52
5.	Серафимовское Константиновская площадь	Д_II Д_IV	13,4 15,2	9,0 9,7	4,4 5,5	32,8 36,2	52 60
6.	Стахановское	Бобрик. Д_II	10,7 13,0	4,9 10,4	5,8 2,6	54,2 20,0	17,9 54
7.	Белебеевское	Д_о Д_IV	15,5 16,5	8,1 14,1	7,4 2,4	47,7 14,5	36 100
8.	Шкаповское	Д_I Д_II	17,3 17,7	9,9 15,2	7,4 2,5	42,8 14,1	36,9 100,7
9.	Знаменское	Бобрик.	4,0	2,12	1,88	47,0	18,7
10.	Копей-Кубовское	Бобрик.	10,4	5,2	5,2	50.0	16,6
11.	Сергеевское	Д_I	19,4	9,0	10,4	53,6	56
12.	Культюбинское	Д_V	15,5	11,3	5,2	33,6	38
13.	Кушкульское	Д_I	13,5	8,8	4,7	34,8	30,2
14.	Татышлинское	Башк. Бобрик. Д_I	8,0 12,9 12,4	7,3 3,9 3,2	0,7 9,0 8,8	8,7 69,8 71,0	28,3 17,5 16,5
15.	Четырмановское	Бобрик. Д_I	9,7 15,6	7,7 8,3	2,0 7,2	20,6 46,2	31 31,1
16.	Игровское	Верей. Бобрик.	8,9 10,0	8,1 8,0	0,8 2,0	9,0 20.0	42,2 24,5
17.	Кузбаевское	Бобрик.	9,8	6,7	3,1	31,6	19,4
18.	Чераул-Орьебашское	Бобрик.	11,8	6,5	5,3	44,9	16,1
19.	Надеждинское	Бобрик.	10,4	5,5	4,9	47,1	9,3
20.	Арланское	Д_I	9,9	7,9	2,0	20,2	15,2
21.	Чекмагушское	Бобрик. Д_I Д_II	11,6 17,5 17,5	6,3 8,9 9,1	5,3 8,6 8,4	45,7 49,1 48,0	19,4 29,0 29,7

Основные задачи повышения эффективности процесса поддержания пластового давления:

- эксплуатация водозаборного фонда, технологии и химреагенты для подготовки жидкости ППД, подготовка пластовой воды на УПСВ;

- борьба с коррозией водоводов, емкостного оборудования и оборудования нагнетательного фонда скважин: внедрение рабочих органов насосов ППД в коррозионно- и абразивостойком исполнении, применение защитных покрытий и коррозионно-стойких НКТ, ингибиторов коррозии;

- модернизация БКНС с использованием энергоэффективного оборудования, в т.ч. насосов объемного типа и др., управление режимами работы оборудования ППД и закачкой жидкости с использованием ЧРП, автоматизированных систем диспетчерского управления, интеллектуальных алгоритмов;

- утилизация попутного нефтяного газа через систему ППД с применением эжекционных систем и оборудования КНС и БКНС.

Вопросы для самопроверки:

1. Цели и задачи поддержания пластового давления.

2. Ранжирование месторождения таблицы 3 по резерву разработки залежи нефти на естественном режиме.

3. Основные задачи повышения эффективности процесса поддержания пластового давления.

ЛЕКЦИЯ 15

Телеметрия гидродинамических исследований

Появление высокоточных ТМС позволяет применять их для проведения «малозатратных» гидродинамических исследований скважин (ГДИС).

В последнее время отмечается активный спрос на высокоточные телеметрические системы (ТМС) со стороны передовых нефтяных компаний, которые используют их для контроля процессов разработки. Применение высокоточной ТМС позволяет:

- получить достоверную информацию о параметрах скважины и пласта (пластовое давление, скин-фактор, проницаемость, полудлина трещины ГРП);

- снизить потери нефти при проведении гидродинамических исследований за счет сокращения длительности простоя добывающих скважин, например, появляется возможность выполнять гидродинамические исследования (ГДИС) в работающих скважинах (без полной остановки), в процессе которых предполагается изменение расхода жидкости путем смены частоты работы УЭЦН на одном или нескольких режимах;

- получить дополнительную добычу нефти от геолого-технических мероприятий (ГТМ) за счет увеличения качества ГДИС.

Большинство применяемых в эксплуатации ТМС имеют недостаточную разрешающую способность по давлению (как правило это 0,1 МПа), невысокую стабильность показаний давления при изменении температуры и во времени. Опыт проведенных гидродинамических исследований показал, что данные обычных ТМС непригодны для определения фильтрационно-емкостных свойств пласта ввиду значительной «зашумленности» измеренных данных, которая в большинстве случаев обуславливается ограничениями в разрешающей способности погружных блоков. Особенно это характерно для скважин с низкой проницаемостью коллектора, с техногенными трещинами значительной длины, где наблюдается продолжительный интервал линейного течения и для полноценного исследования необходимо 20-30 суток.

В связи с этим в требованиях нефтяных компаний на системы ТМС отдельной опцией выделяются требования к высокоточным ТМС. Например, в требованиях на ТМС компании ТНК-BP высокоточная ТМС отличается от обычной наличием датчика, измеряющего давление непосредственно на приеме ЭЦН с разрешением не ниже 1000 Па, погрешностью не более 0,5 % во всем диапазоне температур и давлений, также предъявлены более серьезные требования к метрологическим испытаниям.

Результаты испытаний более сотни высокоточных систем погружной телеметрии в 2010 году позволяют сделать следующие выводы.

- Наличие высокоточных датчиков давления на приеме ЭЦН с возможностью чтения данных в реальном времени позволяют выполнять «малозатратные» ГДИС.

- Проведение ГДИС методами кривой падения давления (КПД) и снятия индикаторных диаграмм (ИД) с помощью высокоточных ТМС во вновь пробуренных и разведочных скважинах позволяет уточнить добычные характеристики пласта без цикла остановки и ограничения работы скважины.

- Наличие высокоточных датчиков давления позволяют использовать вынужденные остановки скважин для регистрации кривой восстановления давления.

- Возможность чтения показаний с датчиков давления в режиме реального времени позволяет выполнять «зрячие» ГДИС и принимать решение о корректировке длительностей режимов и циклов в процессе исследования, что приводит к повышению успешности ГДИС.

Высокоточная система телеметрии, как и обычная, состоит из наземного и подземного блоков.

Высокоточные подземные блоки выпускаются в двух вариантах (таблица 4).

Таблица 4 - Характеристика высокоточных погружных блоков

Вопросы для самопроверки:

1. Возможности высокоточных телеметрических систем при проведении гидродинамических исследований пласта.

2. Виды гидродинамических исследований.

3. Измеряемые параметры работы ЭЦН.

ЛЕКЦИЯ 16

Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

В последние годы достигнуты большие успехи в строительстве скважин с большим отклонением от вертикали, а также горизонтальных и сложно-профильных скважин. Применение этих достижений в эксплуатационном и разведочном бурении позволяет существенно сократить расходы на бурение и время ГРР при сохранении и улучшении качества получаемой информации.

Например, по результатам предварительных поисковых геолого-разведочных работ (ГРР) и сейсмических исследований намечается точка для бурения первой вертикальной скважины. В случае получения положительных результатов закладывается скважина с заданным отклонением в предполагаемом направлении перспективного развития пласта.

В процессе строительства скважин уточняется сейсмическая карта, используя процесс разрушения горной породы долотом в качестве излучателя упругих колебаний. Такая сейсмотехнология разработана Югорским научно-исследовательским институтом (г. Ханты-Мансийск) и находится в стадии промышленных испытаний (рисунок 10).

Бурение скважин из отведенного участка продолжается до тех пор, пока затраты на бурение скважины в соседней точке, отвод земли, подготовку новой площадки и передвижение вышки не будут превышать затраты на бурение скважины с большим отклонением со старой площадки.

Каждая разведочная скважина, вскрывшая нефтеносный пласт, переводится в режим исследования и пробной эксплуатации, тем самым начинает добывать нефть и окупать затраты.

Технология многоствольных скважин и технология интеллектуального заканчивания идеально подходят друг другу. Интеллектуальное заканчивание дает возможность операторам легко изолировать, испытывать и контролировать каждое ответвление таким же образом, как и отдельные зоны в одном стволе.

Подобная гибкость позволяет определять профиль притока для каждого ответвления и использовать модели пласта и многофазные измерительные приборы для установления оптимального дебита и распределения общего притока, не допуская образования водяного конуса или прорыва газа. Непрерывный мониторинг отдельных боковых стволов в течение всего срока эксплуатации скважины обеспечивает регулирование притока из каждого ответвления в реальном времени, поддерживая тем самым пиковый дебит, увеличивая эффективный срок работы скважины или ускоряя добычу.

Рисунок 10 - Принципиальная схема эксплуатационно-разведочного бурения

В последние годы в России и за рубежом созданы и внедряются в производство интеллектуальные инструменты, обеспечивающие контроль и документирование всего цикла строительства скважины в режиме реального времени, а главное, позволяющие управлять процессом бурения на основе надежных и точных характеристик технологических параметров бурения.

Использование средств мониторинга и управления на базе волоконно-оптических датчиков может существенно улучшить качество получаемой информации в геофизических работах, а также мониторинге и управлении процессами добычи нефти.

Особенно большой эффект может дать такая технология в случае применения для разведки месторождения в труднодоступных географических точках - на шельфах рек и морей, в гористой местности и т.д.

Вопросы для самопроверки:

1. Объясните понятие «месторождение с трудноизвлекаемыми запасами».

2. Горно-геологические условия строительства многоствольных скважин.

3. Проблемы разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами.

ЛЕКЦИЯ 17

Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 601; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 6 7 8 91011 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!