Методическое обеспечение геофизических исследований совместно Эксплуатируемых пластов с помощью электроцентробежных насосов 25. 00. 10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых



Скачать 280.64 Kb.
Дата26.10.2016
Размер280.64 Kb.
ТипАвтореферат


На правах рукописи

ЯКИН МИХАИЛ ВЛАДИМИРОВИЧ
методическое обеспечение геофизических исследований совместно Эксплуатируемых пластов С ПОМОЩЬЮ электроцентробежных насосов

25.00.10 – Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых




АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа – 2013

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждения высшего профессионального образования «Башкирский государственный университет» (ФГБОУ ВПО БашГУ)


Научный руководитель:

Валиуллин Рим Абдуллович - доктор технических наук, профессор


Официальные оппоненты:

Дворкин Владимир Исаакович – доктор

технических наук, старший научный сотрудник, ОАО НПФ «Геофизика»,

лаборатория индукционного каротажа, заведующий
Гильманова Расима Хамбаловна – доктор технических наук, профессор, ООО НПО

«Нефтегазтехнология», заместитель

директора по геологии и геофизике


Ведущая организация:

Общество с ограниченной

ответственностью «БашНИПИнефть»

(г. Уфа, Республика Башкортостан)








Защита состоится «20» декабря 2013 года в 1600 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».
Автореферат разослан «19» ноября 2013 г.
Ученый секретарь

диссертационного совета Хисаева Дилара Ахатовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Действующий фонд нефтяных скважин России на 60% оснащён установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые обеспечивают 90% добычи нефти в стране. Геофизические и гидродинамические исследования таких скважин ограничены, с одной стороны, сложностью доставки приборов под насос, с другой - значительными потерями в добыче нефти из-за длительных остановок скважин на исследования.

Актуальность данной проблемы оказалась настолько велика, что послужила толчком для развития в российской геофизике нового направления исследований – геофизический контроль в процессе добычи нефти (logging while production). В отличие от традиционных геофизических исследований в данной технологии датчики либо стационарно размещаются в скважине и непрерывно передают информацию о работе пластов и погружного электродвигателя (ПЭД) в процессе добычи, либо исследования проводятся в ходе спуско-подъемных операций (исследований «на протяжке») без извлечения УЭЦН с использованием специализированного оборудования.

Особое развитие системы геофизического контроля процесса добычи нефти получили в связи с повсеместным применением совместной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, предъявляющей особые требования к контролю за выработкой каждого из эксплуатируемых пластов.

Системный временной и площадной контроль за разработкой нефтяных месторождений геофизическими и гидродинамическими методами предусматривает равномерный и полный охват большинства скважин, как правило, с многопластовыми залежами.

Оборудование опорной сети скважин конкретного месторождения определенным количеством специальных измерительных глубинных приборов, местоположение и количество которых можно менять по мере решения поставленных задач, позволит в реальном времени эффективно контролировать и управлять процессом добычи нефти на данном месторождении.



Цель диссертационной работы

Совершенствование методического обеспечения стационарного геофизического мониторинга процесса эксплуатации многопластовых скважин установками электроцентробежного насоса.



Объект исследования

Скважины, оснащенные установками электроцентробежного насоса, совместно эксплуатирующие несколько пластов.



Предмет исследования

Технология непрерывного геофизического контроля процесса добычи нефти в скважинах с УЭЦН.



Основные задачи исследования

  1. Анализ существующих систем геофизического контроля процесса добычи нефти при совместной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, определение круга задач.

  2. Теоретическое обоснование необходимости применения данных геофизического мониторинга в процессе эксплуатации для эффективного управления разработкой залежи.

  3. Разработка методики обработки и интерпретации данных стационарных систем геофизического контроля добычи нефти.

  4. Поиск технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов в компоновке со стационарными системами геофизического мониторинга.

  5. Определение круга задач для существующих систем геофизического контроля в процессе эксплуатации месторождения.

  6. Промысловые исследования с использованием стационарных систем геофизического мониторинга.

  7. Разработка и внедрение методического руководства по применению технологии непрерывного геофизического контроля работы пластов и оборудования в добывающих скважинах, оснащенных УЭЦН.

Методы исследования

Поставленные задачи решались с применением знаний о процессе механизированной добычи УЭЦН, существующих комплексах геофизического мониторинга разработки, особенностях и технологиях совместной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. На этапе выявления недостатков существующих комплексов контроля добычи использовались методы анализа и сравнения. На этапе разработки методики обработки и интерпретации использовались данные стационарной барометрии, термометрии, влагометрии и расходометрии, зарегистрированные в кровле пласта и данные термоманометрической системы (ТМС) ПЭД в течение длительного промежутка времени (6-18 месяцев) при неустановившихся и установившихся (квазистационарных) режимах по 150 скважинам.



Научная новизна работы

  1. Разработана методика определения количественных интегральных и индивидуальных геофизических и гидродинамических характеристик каждого из совместно эксплуатируемых пластов по данным датчиков стационарной барометрии, термометрии, расходометрии, влагометрии и ТМС ПЭД, входящих в стандартный комплекс стационарного непрерывного геофизического контроля, а также комплексного диагностического контроля состояния скважины и добывающего оборудования.

  2. Доказана возможность определения состава и коэффициента объемного содержания газа в добываемой продукции на исследуемой глубине, исходя из спектрального разложения скоростей всплытия «четок» нефти, газа и воды в потоке, регистрируемого стационарным механическим расходомером.

  3. Определен алгоритм поиска функции зависимости изменения плотности продукции по стволу скважины от забойного давления, позволяющей определять объемную долю газа в добываемой продукции в любой точке скважины, в том числе и на приеме насоса.

Основные защищаемые научные положения

  1. Методика определения геофизических, гидродинамических и технологических характеристик скважин, пластов и насосного оборудования по данным термометрии, барометрии, влагометрии, расходометрии и ТМС ПЭД, позволяющая определить количественные интегральные и индивидуальные характеристики каждого из совместно эксплуатируемых пластов и проводить комплексный диагностический контроль состояния скважины и добывающего оборудования.

  2. Методика определения состава продукции и объемной доли газа в продукции в любой точке по стволу скважины по данным стационарной механической расходометрии и распределенной барометрии, позволяющая определить оптимальное давление на приеме электроцентробежного насоса для его безаварийной эксплуатации.

Теоретическая значимость работы заключается в обосновании возможности изучения геофизических и гидродинамических характеристик совместно эксплуатируемых пластов в скважинах механизированного фонда.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обосновывается использованием данных промысловых геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов и сравнением этих данных с показаниями систем непрерывного геофизического мониторинга на разных режимах работы УЭЦН, широким внедрением и использованием разработанных технологий и алгоритмов в ведущих нефтедобывающих предприятиях страны.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Разработаны алгоритмы определения геофизических, гидродинамических и технологических характеристик скважин, пластов и насосного оборудования, нашедшие применение в 150 скважинах нефтяных месторождений ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «РН Удмуртнефть», ООО «Лукойл Западная Сибирь», ООО «РН Юганскнефтегаз» и СП «Русвьетпетро».

Предложены алгоритмы определения состава и объемной доли газа в продукции стационарными методами распределенной барометрии и механической расходометрии, позволяющие предупреждать срывы подачи электроцентробежного насоса по причине большого содержания свободного газа на приеме и увеличить среднюю наработку на отказ (СНО).

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; соискатель является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по разработке и внедрению методики определения количественных интегральных и индивидуальных геофизических и гидродинамических характеристик каждого из совместно эксплуатируемых пластов по данным датчиков стационарной барометрии, термометрии, расходометрии, влагометрии и ТМС ПЭД. Автор принимал активное участие в разработке и усовершенствовании комплексов как в процессе их производства в ОАО НПФ «Геофизика», так и непосредственно при внедрении. Алгоритмы определения состава и объемной доли газа в продукции стационарными методами распределенной барометрии и механической расходометрии разработаны лично автором.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на:

XXII научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XIX Международной специализированной выставки «Газ.Нефть.Технологии-2011» (г. Уфа, 2011г.);

Шестой и седьмой молодежных научно-практических конференциях «Геофизика – фундамент геологоразведки. Инновационные технологии в промысловой геологии и геофизике» (г. Уфа, 2012 г.);

XIX научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XXI Международной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2013» (г. Уфа, 2013г.);

VI Международной школы-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании» (г. Уфа, 2013 г.).



Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 9 печатных трудах, 2 из которых в рецензируемых изданиях, входящих в перечень ВАК Минобразования и науки РФ, получено свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ.



Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 95 наименований; содержит 140 страниц, в том числе 60 рисунков, 10 таблиц.

Разработка, опробование и внедрение методик и алгоритмов, представленных в диссертации были бы невозможны без консультаций, помощи и критических замечаний со стороны ученых и производственников И.П. Бабушкина, В.Б. Белоуса, В.В. Лаптева, М.И. Кременецкого, Б.Д. Янкина, О.О. Сосенко, А.И. Валеева, Р.К. Яруллина, А.Ш. Рамазанова, О.В. Харитонова и многих других, которым автор выражает свою благодарность.

Автор выражает искреннюю благодарность и особую признательность научному руководителю работы Р.А. Валиуллину за неоценимую помощь и поддержку при работе над диссертацией.



ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и защищаемые положения, приведена практическая значимость работы.

В первой главе диссертации приведен обзор наиболее актуальных систем геофизических исследований в процессе добычи нефти, к которым следует отнести:

стационарные системы геофизического мониторинга параметров работы скважины;

системы мониторинга забойных параметров в процессе спуско-подъемных операций (исследований «на протяжке») без извлечения насосного оборудования;

стационарные геофизические системы раздельного мониторинга для совместно разрабатываемых многопластовых залежей – геофизический мониторинг при одновременной эксплуатации нескольких пластов.

Технологии одновременной эксплуатации нескольких пластов можно разделить на два класса.

К первому классу относятся так называемые двухлифтовые технологии, при которых подъем жидкости ведется по двум независимым колоннам насосно-компрессорных труб (параллельные и концентрические конструкции).

Ко второму классу относятся технологии со смешиванием жидкости с нескольких продуктивных пластов и подъемом по одному лифту.

Однолифтовые технологии одновременной эксплуатации нескольких пластов, в свою очередь, можно разделить на три подкласса:

с одним способом механизированной добычи с разделением пластов;

с двумя способами механизированной добычи с разделением пластов;

с одним способом механизированной добычи без разделения пластов – добыча «общим фильтром».

Результатом применения геофизического мониторинга в процессе добычи нефти является организация научно обоснованного перехода на контролируемую и управляемую разработку многопластовой залежи с увеличением объёма добычи, не в ущерб эффективности выработки пластов.



Во второй главе описан состав, назначение и варианты применения комплекса непрерывного геофизического мониторинга при контроле разработки в скважинах с многопластовыми залежами.

Индивидуальный контроль работы каждого из двух и более эксплуатируемых пластов ведется путем установки стандартных комплексных геофизических приборов под УЭЦН в кровле каждого работающего пласта на весь период работы установки, с передачей и регистрацией поступающей информации на поверхность в режиме реального времени.

Для реализации описанной технологии в ОАО «НПФ Геофизика» и ДООО «ИРЗ-ТЭК» с участием автора разработан аппаратно-программный комплекс (АПК) «Спрут» (рис.1).

Он включает: скважинные геофизические модули, погружной модуль телеметрии с датчиками контроля работы погружного электродвигателя (ПЭД) и наземный блок, обеспечивающий питание глубинной аппаратуры, приём, накопление и передачу потребителям скважинной информации. Модуль телеметрии крепится к корпусу электродвигателя, а к нему на кабеле подвешиваются геофизические приборы.

Применение комплекса в различных вариациях возможно в составе любых однолифтовых компоновок одновременной эксплуатации нескольких пластов, описанных в первой главе.

Оснащение скважин данными комплексами позволяет реализовать развитие интеллектуальных возможностей, которые можно разделить на два уровня: технологический и геолого-технологический.



Технологический уровень интеллектуализации нацелен на оптимизацию режима работы добывающего оборудования, продление сроков его безаварийной эксплуатации, экономию электроэнергии, обеспечение непрерывного удаленного мониторинга и дистанционного управления работой УЭЦН при аварийных отключениях и других ситуациях. В разрешении этих проблем участвовали производители электропогружных насосов, наземных станций управления, систем сбора, обработки и передачи информации, технологи нефтедобывающих компаний. Вопросы геологии и разработки пластов на данном этапе не рассматривались.

3

Рис.1. Аппаратно-программный комплекс СПРУТ.


В результате были созданы и серийно производятся системы погружной телеметрии, обеспечивающие непрерывную передачу информации от глубинных датчиков на поверхность по штатному силовому кабелю. Размещение на ПЭД датчиков уровня вибрации, температуры и давления масла, температуры и давления пластового флюида на приеме насоса, в сочетании со станцией управления с встроенным контроллером и программным обеспечением позволяют такую скважину относить к разряду интеллектуальных.

Подключение таких скважин к системам удалённого мониторинга и управления УЭЦН позволяет увеличить добычу нефти на месторождении, сократить простои скважин, получить значительный дополнительный доход.



Геолого-технологический уровень интеллектуализации является дальнейшим развитием первого и охватывает, помимо технологических вопросов оптимизации работы скважинного оборудования, также и вопросы оптимизации разработки продуктивных пластов в геологических условиях конкретной скважины. В этом случае речь уже идёт о размещении соответствующих датчиков вблизи продуктивных пластов и непрерывной передаче в режиме реального времени не только технологической информации о работе оборудования, но также геофизической и гидродинамической информации о разработке продуктивных объектов. На основе получаемой геофизической информации контролируется и оптимизируется нефтеотдача каждого из пластов в скважинах, эксплуатирующих многопластовые объекты; контролируется изменение гидродинамических характеристик продуктивных пластов, осуществляется гидродинамическое прослушивание межскважинного пространства, регулируется работа нагнетательных скважин. Алгоритмы использования данной информации в целях интеллектуализации скважины находятся в стадии создания и пробной эксплуатации и представлены в следующей главе.

В третьей главе представлена методика обработки и интерпретации данных непрерывного стационарного геофизического контроля разработки.

При стационарных геофизических исследованиях в процессе добычи нефти решаются следующие группы задач:



  1. оценка интегральных характеристик работы скважины;

  2. оценка индивидуальных характеристик каждого из совместно работающих пластов;

  3. комплексный диагностический контроль состояния скважины и добывающего оборудования.

Первая группа задач предполагает оценку таких параметров, как дебит и обводненность скважин. Большинство кустов скважин оснащено автоматическими групповыми замерными установками (АГЗУ) и в таком случае данные непрерывного геофизического контроля дополняют устьевые замеры дебита и состава продукции (рис.2).

Однако существует фонд отдельностоящих (разведочных) и не оснащенных устьевыми замерными установками скважин, работающих сразу на дожимную насосную станцию (ДНС) или нефтеналивную емкость. Определение дебита на таких скважинах крайне важно и возможно лишь с привлечением передвижных массоизмерительных установок или путем оснащения системами непрерывного геофизического контроля. Данный вид работ выполнялся автором на трех разведочных скважинах Приобского месторождения ООО «РН Юганскнефтегаз» и пяти скважинах Западно-Хоседаюского месторождения СК «Русвьетпетро».



Рис.2. Сопоставление результатов измерений параметров режима работы скважины, полученных путем синхронных измерений на забое и на устье.

Наличие высокоточного манометра в дополнение к расходомеру в непосредственной близости от пласта позволяет определить продуктивность пласта или системы пластов в цикле стабильной работы скважины (при наличии достоверных данных о величине текущего пластового давления) или при исследованиях на двух или более стабильных режимах работы скважины.

Ко второй группе задач относится индивидуальная оценка дебитов и обводненности по каждому из совместно вскрытых пластов.

Оценка относительных дебитов пластов Qi_отн производится по формуле:

Qi_отн=Qi/Q ,

(1)

где Qi дебит i-го пласта

Обводненность жидкости в стволе скважины рассчитывается на основе показаний датчика влагомера на глубине измерений и оценивается по формуле:



w = (fсм – fн) / (fв – fн) ,

(2)

где fсм — текущие показания влагомера в водонефтяной смеси, fн и fв показания прибора в чистой нефти и в пластовой воде. Для оценки значений fн и fв перед спуском приборов в скважину необходимо проводить их калибровку, которая заключается в измерении показаний датчика влагомера в данных средах.

Индивидуальная оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) каждого из совместно эксплуатируемых пластов по результатам стационарного геофизического контроля возможна при выполнении двух условий:

наличие данных о распределении суммарного дебита между пластами на установившемся режиме отбора (данное условие реализуемо при оснащении скважины системой непрерывного геофизического контроля с размещением датчиков расхода в кровле каждого из совместно эксплуатируемых пластов);

наличие информации о соотношении свойств исследуемых пластов (либо проницаемостей, либо скин-факторов).

Если скин-факторы совместно эксплуатируемых пластов близки, задача оценки индивидуальных параметров каждого из них решается в следующей последовательности:

определяется продуктивность каждого пласта Кi;

по результатам ГДИС (с использованием показаний датчиков давления и расхода в кровле продуктивной толщи рассчитываются интегральные параметр совместно вскрытых пластов khi);

рассчитывается проводимость каждого из пластов исходя из соотношений:





(3)



(4)

При совместном вскрытии двух пластов из (3) и (4) следует:





(5)

Данные оценки, как правило, выполняются в рамках долговременного мониторинга работы пластов при целенаправленном изменении режимов работы скважин.

К третьей группе задач относятся: контроль стабилизации параметров режима при запуске (рис.3); контроль мероприятий по оптимизации режима добычи (рис. 4); контроль изменения состояния скважины при длительной отработке; контроль состояния и технологических особенностей работы подземного оборудования (рис. 5); контроль параметров режима эксплуатации нестабильно работающих скважин.



Рис.3. Результаты мониторинга цикла запуска скважины: 1,2,3 - кривые изменения во времени давления, температуры и влагосодержания.
На рис.3 регистрируется цикл запуска скважины с постепенным снижением забойного давления с 92 до 50 атм. Начало притока, фиксируемое расходомером при давлении 80 атм, характеризует пластовое давление в прискважинной зоне. Влагометрия фиксирует постепенное замещение воды водонефтяной смесью после запуска УЭЦН в работу. В большинстве случаев вывод скважины на установившийся режим (ВНР) осуществляется «вручную» оператором, поэтому качество ВНР определяется исключительно его квалификацией и интуицией. В настоящий момент автор обладает информацией по стационарным системам геофизического мониторинга о двухстах ВНР.


Рис.4. Результаты мониторинга параметров режима работы скважины в кровле пласта АС11 (а) и АС12(б): 1 – влагосодержание, 2 – температура, 3 – дебит жидкости, 4 – давление, I-YII интервалы отличающиеся дебитом (F- частота ЭЦН в Гц).
На рис.4 представлены данные за шестимесячный период исследований по одной из многопластовых скважин Приобского месторождения ООО «РН Юганскнефтегаз».

Первый этап интерпретации состоит в оценке фильтрационных параметров и характеристик вскрытия пластов в цикле запуска скважины (I на рис. 6). Для интерпретации взят общий дебит всех пластов, замеренный на устье скважин (получены интегральные параметры многопластовой системы: проницаемость 14.6 мД, скин-фактор -4.8).

Второй этап интерпретации включает интервал времени, в течение которого были проведены исследования на разных технологических режимах отбора (интервалы III,YI,Y на рис. 6). Подробная интерпретация второго этапа приведена в гл. 4.

Рис. 5. Диагностика срыва подачи насоса: 1,2,3 – кривые изменения во времени давления, температуры и влагосодержания.

К возможным причинам срыва подачи ЭЦН можно отнести: наличие газа или пены на приеме насоса, перегруз или недогруз, слом вала секции насоса и многие другие. Своевременное диагностирование позволяет не допускать в будущем факторов, влияющих на срыв подачи, что значительно увеличивает среднюю наработку на отказ (СНО) УЭЦН. На рис.5 поведение кривых давления и температуры однозначно трактуются, как срыв подачи насоса. Резкий рост забойного давления соответствует прекращению отбора продукции из скважины, а спад температуры характеризует снижение притока с пласта. По влагомеру отчетливо видно замещение водонефтяной смеси водой. Основной из зарегистрированных автором причиной срыва подачи является высокая доля объемного содержания газа в продукции на приеме насоса.

Представленные результаты исследований позволяют прогнозировать рациональность подбора режима работы установки ЭЦН с целью увеличения добычи нефти с использованием ряда аналитических решений, часть которых представлена в гл.4.

Представленная на основе ряда примеров методика определения интегральных и индивидуальных характеристик пластов и методов комплексного диагностического контроля добычи подтвердила, что использование систем непрерывного геофизического контроля добычи нефти необходимо на многопластовых скважинах, а также на скважинах, работающих в автоматическом повторном режиме, с частыми срывами подачи, без устьевых замерных установок и других.

В четвертой главе рассмотрены малоисследованные методы определения коэффициента объемного газосодержания продукции, проблемы устьевых замеров фонда скважин с автоматическим повторным включением (АПВ) и проведен комплексный анализ промысловых данных непрерывного геофизического контроля разработки нескольких скважин.

В предлагаемой автором методике определения состава и коэффициента объемного содержания газа в добываемой продукции на исследуемой глубине используется спектральное разложение скоростей всплытия «четок» нефти, газа и воды в потоке, регистрируемое стационарным механическим расходомером.

Анализ показаний механической расходометрии в процессе добычи нефти показал, что при четочном режиме потока имеет место спектральное разложение скоростей по фазам – на 2 спектра при двухфазном потоке и 3 спектра при трехфазном. Данный эффект наблюдался автором на 7 скважинах с гидрофильным (обводненностью более 80 %) (рис.6) и 2 скважинах с гидрофобным потоком (обводненностью менее 20 %).

Рис. 6. Пример показаний расходометрии на трех режимах: 1 – нестационарный режим; 2 – пузырьковый режим; 3 – четочный режим.
На рис.6 в первом интервале фиксируется снижение давления при запуске скважины до значения 82 атм., соответствующего давлению насыщения, показания механического расходомера на данном участке не дифференцированы, т.к. поток представляет собой однородную эмульсию.

Второй интервал соответствует пузырьковому режиму потока, при котором дифференциация показаний расходомера усиливается, но они остаются в одном спектре.

Третий интервал соответствует четочному режиму потока – показания расходомера в котором представлены тремя спектрами, минимальные значения представляют скорость основной движущей фазы – воды, среднее значение скорости – барботажа глобул нефти и спектр максимальных скоростей – скорость всплытия пузырей газа. Отношение количества значений каждого скоростного спектра к общему количеству значений соответствует коэффициенту объемного содержания той или иной фазы в смеси (рис.7).
0

100


200

300


400

500


600

700


800

900


Расход, имп/мин

1

500



Вода 65%

Нефть 11%

Газ 24%
Рис. 7. Отношение количества значений каждого скоростного спектра к общему количеству значений по одной из скважин Талинского месторождения.
При расчете обводненности продукции объемное содержание газа не учитывается.

Вторая предлагаемая автором методика определения объемной доли газа в добываемой продукции в любой точке скважины основана на анализе изменения градиента давления по стволу скважины. Поскольку количество газа в продукции возрастает пропорционально снижению давления, изменение плотности по стволу скважины (определяемой по gradP) имеет близкую к линейной зависимость от забойного давления до 20 МПа (рис.8).



c:\users\михаил\desktop\1.jpg

Рис. 8. Функция зависимости объемной доли газа в продукции скважины от забойного давления.


Поиск данной функции осуществляется определением минимум двух точек, соответствующих газосодержанию при определенном давлении. Первой из них, является давление насыщения, соответствующее нулевому содержанию газа в продукции, и определяемое по началу дифференциации показаний механического расходомера. Вторая и последующие точки находятся путем определения плотности (6) по данным датчиков манометра, установленных в кровле каждого из исследуемых объектов и на приеме насоса (ТМС). Минимум должно быть установлено два датчика манометра, удаленные друг относительно друга по абсолютной отметке не менее, чем на 10м:

[кг/м3] =106(P1P2)/g(Hабс_1Hабс_2) ,

(6)

где P1, P2 [МПа] - давления, измеренные нижним и верхним датчиками, Набс_1, Набс_2 [м] - абсолютные отметки расположения датчиков, g=9.81[м /с2].

По формуле (6, оценивается и относительная объемная доля газа:



г = (см – г) / (в – г),

(7)

где см [кг/м3]— измеренная плотность газожидкостной смеси, г и в [кг/м3]- плотности газа и пластовой воды в условиях забоя скважины.

Функция строится по найденным точкам и индивидуальна для каждой скважины - позволяет рассчитать объемную долю газа в любой точке ствола скважины. Поскольку стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5% до 25% в зависимости от типоразмера насоса, путем регулирования частоты можно подобрать оптимальное давление на приеме, при котором объемная доля газа не превышает данных показаний. Данная методика нашла свое применение на Комсомольском месторождении ООО «РН Пурнефтегаз», где имеет место аномально высокий газовый фактор.

Автором установлено, что эффект перераспределения фаз в лифте (НКТ) в период остановки насоса, при автоматическом повторном (накопительном) режиме приводит к некорректности устьевых замеров состава продукции, а периодичность работы насоса - к невозможности применения стандартных замерных установок для определения истинного дебита. Таким образом, ввиду значительной доли фонда скважин с АПВ в низкодебитном добывающем фонде остро стоит проблема определения истинного дебита и обводненности таких скважин. Показано, что оборудование таких скважин комплексами непрерывного геофизического контроля позволяет решить данную проблему, так как замер дебита и обводненности производится непосредственно в кровле эксплуатируемого пласта. Ведется контроль добычи нефти 12 скважин в режиме АПВ на Талинском месторождении ОАО «ТНК-Нягань» и 2 скважин на месторождениях ОАО «РН Удмуртнефть».

На рис. 9 представлены показания непрерывного геофизического мониторинга по одной из скважин, работающих в режиме АПВ. Циклы работы и остановки УЭЦН четко определяются по снижению и росту забойного давления, что сказывается на показаниях механического расходомера, установленного в кровле пласта, которые изменяются от 350 до 400 импульсов в минуту в зависимости от режима работы установки. Остановка УЭЦН в данной скважине запрограммирована при снижении показания давления на приеме насоса до 45 атм и его повторный запуск в работу при 50 атм. Изменение температуры в кровле исследуемого пласта незначительно и не превышает 0,1 градуса в связи с кратковременностью остановок (30 минут работы, 30 минут -накопление). При более длительных остановках изменения показаний температуры могут достигать 0,5 градуса. Однако изменения показаний температуры масла ПЭД достигают 17 градусов ввиду недостаточного притока для его охлаждения, что и является основной причиной «периодичности» эксплуатации данной скважины. При запуске установки ПЭД разогревается до с 96 до 113 градусов за 30 минут и если бы далее не следовала остановка скважины, ПЭД преждевременно бы вышел из строя из-за перегрева. Близость расположения датчика температуры среды на приеме насоса к ПЭД объясняет значительную дифференциацию его показаний. Большая дифференциация показаний влагомера, достигающая 7%, характерна только для периодической эксплуатации, при постоянной эксплуатации она не превышает 2-3%.



c:\users\михаил\desktop\в ар.tif

Рис. 9. Показания дебита, влагосодержания, температуры и давления в кровле исследуемого пласта, температуры и давления среды на приеме насоса и температуры масла ПЭД, скважина фонда с АПВ Талинского месторождения.


Автором проведена более детальная интерпретация результатов исследований, на разных технологических режимах отбора, описанных в гл. 3 (интервалы IY-YII на рис.4).На рис.10 изображены результаты измерения основных параметров в детальном масштабе.

а)


б)

Рис.10 Результаты мониторинга параметров работы скважины Приобского месторождения в кровле пласта АС11 при циклическом изменении дебита. а) 1 – дебит, 2 – давление; б) 1 – температура, 2 – влагосодержание.


Полученные результаты использованы для оценки продуктивности пластов и пластового давления методом индикаторной кривой. Для решения данной задачи в конце каждого цикла работы скважины по результатам измерений были определены характерные для цикла (установившиеся) значения давления и расхода. Индикаторные диаграммы, рассчитанные согласно общепринятой методике, приведены на рис. 11.

Рис.11. Оценка пластового давления и продуктивности методом индикаторных диаграмм


Таблица 1- Результаты оценки гидродинамических параметров пласта

Интервал, [м]

Эффективная толщина, [м]

Продуктивость / восстановленное давление на глубине измерения

3/сут атм] / [атм]



Проводимость/

проницаемость

[мДм]/[мД]


АС11

2576-2592

11.1

0.73 / 168

104.8 / 9.1

АС12

2752-2802

26.1

3.05/110

438.2 / 16.8

Данные результаты не вполне характерны для работы многопластовой залежи, т.к. в объекте АС11 наблюдается аномально высокое пластовое давлением (при этом его продуктивность аномально низкая, табл. 1).

Автором совместно со специалистами НП «Губкинский научно-производственный центр нефтегазовой геологии и гидродинамики» было проведено 3D гидродинамическое моделирование рассматриваемой пластовой системы. Моделировалось большое количество возможных вариантов режимов работы соседних скважин, параметров совместно работающих пластов (рис.12).

Наиболее близкая к полученной по результатам интерпретации ГДИС картина получена при условии введения скважин в работу при сильно сниженном давлении в высокопроницаемом пласте (АС12). В ином случае, пластовое давление при условии нагнетания всегда будет ниже в пласте с низкой проницаемостью (АС11).


c:\users\михаил\desktop\1.jpg

Рис. 12. График индикаторных диаграмм для двух случаев. Слева – изначально различие в пластовых давлениях. Справа – равенство давлений на момент запуска скважин


Основные выводы и рекомендации

  1. Проведен анализ существующих систем геофизического контроля процесса добычи нефти при совместной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, теоретически обоснована необходимость применения данных мониторинга в процессе эксплуатации для эффективного управления разработкой залежи.

  2. Разработана методика определения количественных интегральных и индивидуальных геофизических и гидродинамических характеристик каждого из совместно эксплуатируемых пластов по данным датчиков стационарной барометрии, термометрии, расходометрии, влагометрии и ТМС ПЭД, входящих в стандартный комплекс непрерывного геофизического контроля; комплексного диагностического контроля состояния скважины и добывающего оборудования.

  3. Доказана возможность применения показаний стационарной механической расходометрии для определения состава и коэффициента объемного содержания газа в добываемой продукции на исследуемой глубине.

  4. Разработан алгоритм, позволяющий определять объемную долю газа в добываемой продукции в любой точке скважины, в том числе и на приеме насоса по показаниям распределенной барометрии.

  5. Предложено решение проблемы достоверности замера дебита и обводненности в скважинах фонда с автоматическим повторным включением (АПВ), возникающей из-за перераспределения фаз в лифте (НКТ) в период остановки насоса, путем их обустройства системами непрерывного геофизического контроля для замера дебита и обводненности непосредственно в кровле эксплуатационного горизонта.

  6. Рекомендовано для увеличения информативности комплекса непрерывного геофизического мониторинга устанавливать термоманометрические датчики через каждые 5 метров в исследуемых интервалах совместно эксплуатируемых пластов. Это позволяет проводить количественную и качественную оценку работы пропластков по данным термометрии и барометрии (по gradP) соответственно.


Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

  1. Якин М.В. Технология геофизических исследований в процессе добычи в скважинах с УЭЦН /М.В. Якин, И.Я. Адиев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2013. - №5. – С.186-201.

  2. Якин М.В. Развитие в России технологий ГИС в процессе добычи для мониторинга совместно разрабатываемых пластов /М.В. Якин, И.Я. Адиев// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2013. - №5. – С.215-225.

  3. Якин М.В., Десяткин А.М. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ Универсальный конвертер «Мир» № 2011611058 от 31 января 2011 г.

в других изданиях:

  1. Якин М.В. Новое поколение техники для мониторинга разработки многопластовых объектов с УЭЦН /М.В. Якин, Р.Р. Сайфутдинов// Шестая и седьмая молодежные научно-практические конференции. Сборник докладов. -2012. – Выпуск 6. - С.188-191.

  2. Якин М.В. Совершенствование мониторинга разработки многопластовых объектов, эксплуатирующихся с УЭЦН /М.В. Якин, Р.Р. Сайфутдинов// Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти», 2013. – Выпуск 10. – С. 57 – 64.

  3. Якин М.В. Перспективы развития геофизической аппаратуры для мониторинга многопластовых скважин, оборудованных УЭЦН /М.В. Якин, И.П. Бабушкин// XXII научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для ГИС». Тезисы докладов конференции в рамках XIX Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2011». - 2011 - С.14 - 17.

  4. Якин М.В. Перспективы развития техники и технологии мониторинга скважин, оснащенных установками электроцентробежного насоса /М.В. Якин, И.П. Бабушкин, В.Б. Белоус // XIX научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для ГИС». Тезисы докладов конференции в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2013». - 2013. - С. 6 – 12.

  5. Якин М.В. Перспективы развития интерпретации данных скважинных стационарных датчиков для реализации проекта «умная скважина» /М.В. Якин, И.П. Бабушкин, Р.Р. Сайфутдинов// XIX научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для ГИС». Тезисы докладов конференции в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2013». - 2013 - С.13 - 19.

  6. Якин М.В. Методическое обеспечение ГИС в процессе добычи нефти /М.В. Якин/ Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании. Тезисы докладов VI Международной школы-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых. 2013 – С. 102 - 103.

Каталог: File -> aref
File -> Рекомендации по планированию методической работы
File -> Литература О. Николенко п. 1 читать, п. 2-4 конспект; читать Педро Кальдерон "Життя-це сон"
File -> I. Демографическая ситуация
File -> Система ведения овцеводства в крестьянско-фермерских и личных хозяйствах населения
File -> Информация о подготовке ко Дню правовой помощи
aref -> Разработка технологии геофизического контроля остаточных запасов нефти на основе радиогеохимического эффекта
aref -> Геолого-геофизическое доизучение ромашкинского нефтяного месторождения на поздней стадии разработки 25. 00. 12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
aref -> Обоснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами
aref -> Геолого-геофизическое обеспечение технологий выделения, оценки и освоения нетрадиционных глинистых коллекторов предкавказья 25. 00. 10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
aref -> Геологическое обоснование комплексного освоения углеводородных ресурсов юга ирака


Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал