Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Мониторинг работы скважин, оборудованных системами одновременно-раздельной эксплуатации, термогидродинамическими методами

При разработке многопластовых месторождений в Западной Сибири и других добывающих регионах сегодня повсеместно применяются различные системы ОРЭ, позволяющие получать информацию о пластовых параметрах от всех работающих скважин, включая высокотоннажные, которые в стандартных условиях крайне редко останавливаются для выполнения исследований.

В ходе испытаний компоновок ОРЭ на объектах НГДУ «Комсомольскнефть» мы на собственном опыте убедились в их эффективности. При совместной разработке ожидаемое время достижения проектных КИН существенно сокращается, а накопленная добыча увеличивается, поскольку после достижения проектного КИН ни один из пластов не выбывает из эксплуатации, как это обычно бывает при последовательной разработке. В свою очередь, проведение термогидродинамических исследований (ТГДИС) при реализации технологии ОРЭ обеспечивает получение данных о состоянии призабойной и удаленной зон пласта в динамике, которые позволяют планировать ГТМ и регулировать систему разработки. В сочетании с автоматической обработкой результатов исследований в специализированных программных комплексах это приводит к повышению уровня интеллектуализации месторождения.

05.02.2015 Инженерная практика №02/2015
Цику Юрий Кимович Руководитель отдела инженерных решений ООО «ЭКАТО Рус»
Лушпеев Владимир Александрович Заведующий кафедрой «Нефтегазовое дело» Сургутского института нефти и газа (филиал) ТюмГНГУ, к.т.н

 

Применяемые в России однонасосные системы одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов разработки делятся на два типа: без разобщения пластов и с разобщением пластов (рис. 1). В первом случае измерительные приборы устанавливаются стационарно под ЭЦН; также возможен вариант со спуском подвижного прибора через систему Y-Tool. Основная область применения компоновок этого типа — эксплуатация мощных пластов, представляющих единый объект разработки. Кроме этого, они используются для мониторинга параметров по пропласткам.

Рис. 1. Классификация однонасосных систем ОРЭ
Рис. 1. Классификация однонасосных систем ОРЭ

В случае систем ОРЭ с разобщением пластов в конструкцию компоновок всегда включается разобщающий элемент — пакер+клапан, либо расклинивающийся пакер. Системы этого типа применяются для ОРЭ низкопродуктивных, глубокозалегающих объектов (например, юрских отложений в Западной Сибири).

Двухнасосные системы представлены сегодня тремя вариантами (рис. 2). Первый из них — однолифтовый, основная особенность которого заключается в том, что для раздельного замера параметров пластов необходимо производить остановку одного из насосов. Системы с параллельными лифтами (второй вариант) могут применяться в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны от 178 мм, при этом возможны сложности при монтаже оборудования.

Рис. 2. Классификация двухнасосных систем ОРЭ
Рис. 2. Классификация двухнасосных систем ОРЭ

Наконец, третий вариант — это системы с концентрическими лифтами для использования которыхнеобходим стабильный приток флюида из каждого пласта, обеспечивающий бесперебойную работу каждого ЭЦН.

Можно сказать, что последние два варианта — это системы «ОРЭ в чистом виде», обеспечивающие постоянный мониторинг параметров пластов.

Конструкции с ШГН применяются в основном на скважинах с небольшими глубинами залегания продуктивных пластов (например, в Татарстане и ВолгоУральском регионе). Схемы ЭЦН+ЭЦН хорошо подходят для добычи нефти из меловых отложений Западной Сибири, то есть пластов группы АС и БС.

ОПИ ОДНОНАСОСНЫХ СИСТЕМ ОРЭ В ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

Разработке низкопроницаемых сложнопостроенных коллекторов юрских отложений в ОАО «Сургутнефтегаз» традиционно отводится особое внимание. Сейчас в НГДУ «Комсомольскнефть» проходят испытания однонасосных конструкций с разобщением пластов (рис. 3). Компоновка №1 представляет собой совместную разработку инженеров ООО «ИРЗ ТЭК» и ООО НПФ «Пакер». Установка оборудована пакером и клапаном-отсекателем с возможностью отсечения только нижнего пласта. Компоновка №2 была предоставлена нам ООО «Запсиббурнефть». В данном случае реализована возможность отсечения обоих пластов, тогда как в штатном режиме оба пласта работают через один ЭЦН. Также есть возможность регулирования и перекрытия потоков клапанами-регуляторами.

Рис. 3. Установки для ОРЭ, проходящие ОПИ в НГДУ «Комсомольскнефть»
Рис. 3. Установки для ОРЭ, проходящие ОПИ в НГДУ «Комсомольскнефть»

На одном из месторождений НГДУ «Комсомольскнефть» был выбран опытно-промышленный участок, где применяется совместная разработка с использованием описанных выше компоновок для эксплуатации пластов ЮС1 и ЮС2. Для расчета времени достижения проектных КИН с применением систем ОРЭ была создана гидродинамическая модель опытного участка (рис. 4). Изменение нефтенасыщенности совместно разрабатываемых пластов показано на рис. 5.

Рис. 4. Гидродинамическая модель участка многопластового месторождения
Рис. 4. Гидродинамическая модель участка многопластового месторождения
Рис. 5. Изменение нефтенасыщенности совместно разрабатываемых пластов
Рис. 5. Изменение нефтенасыщенности совместно разрабатываемых пластов
Таблица 1. Выработка запасов месторождения при одновременной и последовательной эксплуатации
Таблица 1. Выработка запасов месторождения при одновременной и последовательной эксплуатации

На рис. 6 мы привели сравнение показателей разработки при одновременной и последовательной выработке запасов по объектам. Синий график отражает классическую последовательную разработку пластов снизу вверх (сначала ЮС2, потом ЮС1). Скачок характеризует переход на ЮС1. Красный график показывает совместную разработку двух пластов. При сравнении параметров видно, что время достижения проектных КИН пластов при совместной разработке сокращается с 31 до 20 лет, а накопленная добыча увеличивается на 99 тыс. т за счет обеспечения дополнительной добычи по пласту ЮС2, поскольку после достижения проектного КИН при совместной разработке он из эксплуатации не выбывает, как это случилось бы при последовательной эксплуатации объектов (табл. 1).

Рис. 6. Сравнение показателей разработки при одновременной и последовательной выработке запасов по объектам
Рис. 6. Сравнение показателей разработки при одновременной и последовательной выработке запасов по объектам

ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Рис. 7. Методика проведения ТГДИС
Рис. 7. Методика проведения ТГДИС

Для обеспечения постоянного контроля параметров совместно эксплуатируемых пластов планируется внедрение следующей технологии исследований. Напротив каждого продуктивного пласта, а также в зумпфе скважины и на приеме УЭЦН устанавливаются датчики, регистрирующие давление и температуру с передачей данных по кабелю на систему телемеханики (рис. 7).

Рис. 8. Регистрация давления на ТМС во время исследований
Рис. 8. Регистрация давления на ТМС во время исследований

Технология включает выполнение исследований на установившихся и неустановившихся режимах методом барометрии. Кроме этого, проводятся термодинамические исследования (ТДИС). На установившихся режимах (в данных случаях на двух) исследуются сначала оба пласта, затем поочередно нижний и верхний пласты (рис. 8).

Рис. 9. Регистрация давления напротив верхнего и нижнего пласта
Рис. 9. Регистрация давления напротив верхнего и нижнего пласта

В ходе исследований на установившихся режимах нижнего пласта производится регистрация КВД верхнего пласта, поскольку в это время он перекрыт. Аналогично во время исследований на установившихся режимах верхнего пласта происходит запись КВД нижнего. При условии качественной герметизации клапана-регулятора ствол скважины не будет влиять на профиль КВД (рис. 9).

Рис. 10. Результаты исследований на установившихся режимах
Рис. 10. Результаты исследований на установившихся режимах

Результатом исследования на установившихся режимах фильтрации становится индикаторная диаграмма, которая строится для трех случаев: первый — в работе находятся оба пласта (1 и 2 режимы исследований); второй — в работе находится нижний пласт (3 и 4 режимы исследований); и третий — в работе находится верхний пласт (5 и 6 режимы исследований). Для каждого случая определяется коэффициент продуктивности Кпрод и гидропроводности e (рис. 10).

Для интерпретации КВД применяются программные комплексы Saphir, PanSystem и др. (рис. 11).

Рис. 11. Результаты исследований на неустановившихся режимах
Рис. 11. Результаты исследований на неустановившихся режимах

Интерпретация результатов термодинамических исследований основана на выделении термодинамических эффектов в интервалах установки приборов в стволе скважины. В основе метода лежит уравнение сохранения энергии Э.Б. Чекалюка:

2017-05-15-16_01_38-%d1%81%d1%82%d1%80%d0%b0%d0%bd%d0%b8%d1%86%d1%8b-%d0%b8%d0%b7-inpraktika_02-2015-big1-3-pdf-adobe-acrobat-pro-dc

 

где

ε — коэффициент Джоуля — Томсона;

η — коэффициент адиабатического расширения (сжатия) пластового флюида;

C  — теплоемкость пористой среды;

Cр — теплоемкость системы при постоянном внешнем давлении;

m — пористость пласта;

ρ — плотность пластового флюида;

u = ρ (Cр / CП) v — скорость конвективного переноса тепла в пористой среде;

v — скорость фильтрации пластового флюида.

Данная методика позволяет оценить «вклад» каждого пласта в суммарный дебит скважины. Основным диагностическим признаком считается изменение температуры после пуска скважины в работу, обусловленное проявлением баротермического (при нестационарной фильтрации пластовой жидкости) и дроссельного эффекта Джоуля — Томсона (при стационарной фильтрации).

Рис. 12. Результаты термодинамических исследований
Рис. 12. Результаты термодинамических
исследований

В начальные моменты времени после пуска скважины в работу в стволе скважины отмечаются адиабатический эффект расширения (сжатия) и затем баротермический эффект разогрева дросселирующей жидкости. Степень проявления баротермического эффекта определяется скоростью фильтрации пластовой жидкости. Иными словами, по темпу изменения температуры напротив работающих пластов многопластового объекта определяются скорости фильтрации флюида в этих интервалах и, следовательно, дебиты отдельных пластов (рис. 12).

В ОАО «Сургутнефтегаз» регулярность проведения ТГДИС обусловлена требованиями Правил разработки нефтяных и газовых месторождений в части периодичности замера дебитов по пластам. В дальнейшем планируется, что обработка всех проводимых исследований будет выполняться автоматически. Результатами ТГДИС станут динамика изменения фильтрационных параметров пластов и продуктивных параметров системы пласт-скважина. На основании полученной информации можно осуществлять эффективное регулирование процесса разработки и планирование ГТМ (рис. 13). В будущем данные рекомендации будут также выдаваться автоматически, что приведет к повышению уровня интеллектуализации месторождения до максимально возможного.

Рис. 13. Схема планирования ГТМ
Рис. 13. Схема планирования ГТМ
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Реплика: Владимир Александрович, позвольте, прокомментировать ваше выступление. В процессе разработки двух, или даже трех объектов, мы неожиданно для себя выяснили, что флюид одного пласта поглощается другим, независимо от того, как мы регулируем забойное давление. Для того чтобы исключить это поглощение, мы стали разделять пласты механически, с помощью клапанов.

Хотелось бы рассказать один случай из личного опыта. Я участвовал в реализации одного проекта в Оренбургской области со следующими условиями разработки: фонд из 17 скважин (причем все на два пласта), расстояние между объектами 300 и более метров.

Классический случай можно сказать. Скважины эксплуатировались сначала при помощи ЭЦН-50, затем ЭЦН-30, ЭЦН-25. Продуктивность падала, и компания уже была готова внедрить ЭЦН-15. Тогда мы взяли данные исследований и провели их интерпретацию. Оказалось, что суточный дебит нижнего пласта составляет 35 м3/сут, верхнего — порядка 15–20 м3/сут, но суммарный суточный дебит все равно получался меньше 50 м3. Выяснилось, что верхний пласт поглощает флюид, который поступает из нижнего. При этом параметры забойного давления поддерживались на нужном уровне. Но это не имело никакого значения. Пласт превратился в скрытый неуправляемый фильтр. Катализатором процесса поглощения выступал также высокий газовый фактор. Было решено создать специальную компоновку, которая в итоге и помогла справиться с данной проблемой. После внедрения дебит скважины увеличился до 76 м3/сутки. Через месяц, правда, дебит снизился до расчетных 48–50 м3/сутки. К чему я это все рассказывал? К тому, что при наличии свободного открытого фильтра еще вчера надо было задуматься об отсечении с целью исключения взаимовлияния пластов, интервалов скрытой перфорации или фильтров. Мы, например, всегда стараемся хотя бы один из пластов отсечь механически, как я и сказал, с помощью тех же клапанов.

Да, к сожалению, с этим сложно что-либо поделать. Для того чтобы свободно перекрыть верхний объект, придется внедрять более дорогие компоновки, которые стоят процентов на 30 дороже. Но нефтяники не всегда идут на это.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Системы мониторинга и управления для механизированной добычи нефти
Проведение геофизических исследований в процессе добычи c использованием АПК «Спрут»
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2024

Инженерная практика

Выпуск №03/2024

Внедрение цифровых решенийНовые технологии РИР и нефтедобычиМетоды борьбы с осложнениямиПроизводство трубопроводов
Интеллектуальные режимы СУ УЭЛН и УСШНОпыт эксплуатации ГНУОрганизация работы с ОФ скважинРИР на горизонтальных скважинахПроизводство бесшовных стальных трубОценка эффективности входного контроля арматуры
Ближайшее совещание
Поддержание пластового давления, Разработка месторождений
Цифра – 2024
Производсвенно - техническое Совещание

ЦИФРА ‘2024. Цифровые технологии для решения задач нефтегазодобычи. Новы разработки и лучшие практики.

20 ноября 2024 года, г. Казань
ООО «Инженерная практика» приглашает Вас и Ваших коллег принять участие в отраслевом техническом Совещании (Конференции) «ЦИФРА ‘2024. Цифровые технологии для решения задач нефтегазодобычи. Новы разработки и лучшие практики.». Мероприятие будет проходить в очном формате в зале гостиницы «Мираж» города Казань 20 ноября 2024 года. В рамках совещания запланированы 4 сессии, которые будут идти последовательно.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

14-16 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).