Способ перевода скважин на оптимально эффективный режим эксплуатации

Способ перевода скважин на оптимально эффективный режим эксплуатации

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта.

Известны способы освоения нефтяных скважин [1, с.147-170] при вводе скважин в эксплуатацию или после ремонта скважинного оборудования, в которых изменение депрессии на пласт является необходимым условием частичного или полного восстановления первоначальных характеристик пласта. Также известны гидродинамические способы принудительной очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) [2, с.135, п.5], заключающиеся в создании периодических депрессий и репрессий на пласт. Известные способы [1, 2] применяются одновременно с обработкой ПЗП растворами ПАВ, кислотной обработкой или с использованием других рабочих агентов, способствующих очистке ПЗП. Эти способы предусматривают остановку технологического процесса.

К недостаткам способов [1, 2] следует отнести то, что они позволяют очистить ПЗП и увеличить приток добываемой жидкости к скважине, но это не означает, что дебит нефти при этом увеличивается. Часто увеличение производительности скважины влечет за собой увеличение обводненности продукции. Поэтому увеличение дебита жидкости не всегда приводит к пропорциональному увеличению дебита нефти.

Из известных технических решений наиболее близким к заявленному способу, одновременно являющимся базовым, является способ [3], заключающийся в исследовании скважины, на основании которого выбирают режим эксплуатации добывающего насоса. В способе [3] с помощью частотно-регулируемого привода (ЧРП) изменяют мощность, подводимую к добывающему насосу, обеспечивают стабильную работу добывающих и закачивающих насосов, определяют основные параметры технологического процесса: дебит продукции, ее обводненность, дебит нефти и динамический уровень. Выбор оптимального режима эксплуатации скважины производят на основании проведенных измерений по минимальному значению обводненности и/или максимальному значению дебита нефти.

К недостаткам известного способа [3] следует отнести то, что перевод скважины на оптимальный режим эксплуатации, определенный в процессе исследования скважины, не всегда приводит к достижению оптимальных параметров эксплуатации скважины (по обводненности продукции и дебиту нефти), либо ожидаемый эффект непродолжителен и в течение суток или нескольких суток исчезает. Поэтому вывод скважины на оптимальный режим должен учитывать особенности процессов, протекающих в системе пласт-скважина-насос (ПСН).

Целью предлагаемого способа является увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения фазовой проницаемости нефти и уменьшения фазовой проницаемости воды.

Сущность заявленного способа состоит в том, что на пласт, в котором в процессе эксплуатации скважины установилась стационарная фильтрация двухфазного потока, оказывают воздействие, заключающееся в изменении отбора добываемой жидкости. В результате в пористой среде пласта распространяется возмущение давления, приводящее к нарушению установившегося капиллярного равновесия. Под влиянием такого воздействия происходит реакция пласта, проявляющаяся, в частности, в изменении фазовых проницаемостей для воды и нефти.

При движении в пористой среде нескольких фаз, например воды и нефти, каждая из фаз движется по своей системе поровых каналов, сохраняя непрерывность [4, с.8-10]. Частицы одной фазы могут переместиться в систему пор, занятую другой фазой, только при очень больших значениях внешнего градиента давления. В общем случае распределение фаз определяется поверхностными силами, связанными с капиллярными явлениями, силами вязкого сопротивления и силой тяжести. При некоторой скорости течения вытесняющей воды устанавливается капиллярное равновесие, и нефтеотдача стремится к некоторому пределу. Каждая из фаз (нефть и вода) течет в занимаемом ею поровом пространстве пласта под действием «своего» давления [5, с.118-127]:

u_i=-(kf_i/μ_i)gradp_i, i=1, 2;

где k - проницаемость, f_i - относительные фазовые проницаемости, μ_i - фазовые вязкости. Разность давлений в фазах (р₂-p₁) может быть равной капиллярному давлению P_c(S) и зависеть только от водонасыщенности:

где α - межфазное натяжение, m - пористость, k - проницаемость, J(S) - функция Леверетта, характеризующая зависимость капилляного давления от водонасыщенности при равновесной фильтрации. Фазовые проницаемости f₁ и f₂ являются нелинейными функциями водонасыщенности S порового пространства фазами воды (индекс 1) и нефти (индекс 2). Капиллярное давление P_c(S) и форма зависимостей f_i(S) взаимосвязаны. При сближении физических свойств фаз P_c(S)→0, а фазовые проницаемости f_i(S) стремятся к линейным зависимостям. Таким образом, распределение фаз в пористой среде определяется двумя основными параметрами: капиллярными силами и насыщенностью порового пространства водой.

При распространении возмущения давления в пористой среде происходит перераспределение поровых объемов, занятых различными фазами. На границе раздела незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых областей пласта возникает градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта, а также капиллярные силы, направленные на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных областях пласта. Это приводит к возникновению перетоков жидкости. Вода, смачивающая горную породу, по порам малого сечения впитывается в области пласта, насыщенные нефтью, и вытесняет нефть по порам большого сечения. В [5, с.125] приведены оценки времени нестационарного перераспределения давления t₁ и характерного времени вытеснения t₂. Характерное время нестационарного перераспределения давления за счет сжимаемости составляет t₁=L²/æ, где æ - коэффициент пьезопроводности, L - характерный размер. Характерное время вытеснения t₂=L/u, где u - средняя скорость фильтрации. Обычно скорость фильтрации равна около 10^-3 см/с, L не более 10⁴-10⁵ см, а æ≈10⁴ см²/с. Поэтому t₁/t₂=uL/æ≈10^-2, откуда видно, что нестационарные процессы упругого перераспределения давления заканчиваются в начале вытеснения.

Последнее оценочное значение t₁/t₂≈10^-2, приведенное в [5], не дает представления об абсолютных значениях характерного времени нестационарного перераспределения давления

t₁=L²/æ=(10⁵ см)²/(10⁴ см²/с)≈10⁶ с

(т.е. эта величина достаточно большая и составляет порядка 12 суток) и характерного времени вытеснения

t₂=L/u=10⁵ см/(10^-3 см²/с)=10⁸ с,

которое составляет 1157 суток или 3 года. Оценки приведены для максимального значения L=10⁵ см.

В теории перколяции [6, с.5-37] систему связанных поровых каналов, занятых одной фазой, называют бесконечно проводящим кластером (БК). В процессе эксплуатации скважины происходит постепенное вытеснение насыщающей пласт нефти вытесняющей водой. При этом формируется БК вытесняющей жидкости. В результате в ПЗП одновременно имеют выходы БК нефти и воды. При вытеснении нефти водой на нефтеотдачу сильно влияют гидродинамические силы, характеризующиеся градиентом давления. С повышением градиента давления в пласте возрастает число участков, вовлекаемых в фильтрацию вытесняющей фазой, то есть заводняющихся. Так как наибольшие градиенты давления имеют место непосредственно вблизи скважины, то это приводит к разрастанию БК воды и сокращению числа связей БК нефти со скважиной. В результате БК воды блокирует связанную систему поровых каналов, занятых нефтью, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости нефти. Уменьшение отбора добываемой жидкости приводит к увеличению давления в ПЗП, распространению возмущения давления в пористой среде и возникновению перетоков жидкости. Вода проникает в области пласта, насыщенные нефтью, и вытесняет нефть к скважине. При этом восстанавливаются связи БК нефти со скважиной, которые в процессе эксплуатации скважины постепенно замещались водой.

Для реализации заявленного способа необходимо провести исследования скважины с целью определения оптимального режима эксплуатации по способу [3]. Затем осуществляют воздействие на пласт, которое заключается в уменьшении дебита добываемой жидкости до значения, меньшего оптимального значения дебита жидкости, определенного в процессе исследования скважины. Это воздействие приводит к увеличению давления в ПЗП и соответственно уменьшению депрессии на пласт, то есть уменьшению гидродинамических сил. Такое воздействие влечет за собой перераспределение поровых объемов, занятых различными фазами. Далее дебит добываемой продукции плавно выводят на оптимальный режим эксплуатации скважины, соответствующий увеличенной фазовой проницаемости по нефти. Плавный вывод на оптимальный режим эксплуатации необходим для того, чтобы не разрушить восстановленные связи БК нефти со скважиной. В процессе эксплуатации скважины на оптимальном режиме необходимо оптимальный дебит жидкости поддерживать постоянным. Скважины, у которых остаточные запасы нефти, занимают пространственно протяженные области в продуктивном пласте, характерное время вытеснения может составлять годы (см. с.4).

Именно оказание воздействия на пласт, заключающегося в распространении возмущения давления в пористой среде, которое создается изменением отбора жидкости до значения, меньшего оптимального значения дебита жидкости, определенного в процессе исследования скважины, без остановки технологического процесса, вывод скважины на оптимальный режим и поддержание оптимального значения дебита жидкости в процессе эксплуатации скважины является сущностью данного изобретения.

Таким образом, заявленный способ соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявленное изобретение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявленному техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Пример осуществления способа.

Скважина 5404.

До проведения исследований дебит скважины 5404 по жидкости составлял 87 м³/сут, дебит по нефти - 18 м³/сут, обводненность продукции 76%. При проведении гидродинамических исследований дискретно изменялся режим эксплуатации скважины путем изменения частоты вращения ротора электроцентробежного насоса (ЭЦН) с помощью частотно-регулируемого привода. Диапазон изменения режимов работы ЭЦН определялся наименьшим значением частоты 41 Гц (ниже этого значения частоты происходил срыв подачи насоса) и наибольшим значением частоты 56 Гц (предельно допустимая энергетическая нагрузка на данный насос). На каждом режиме производилось измерение параметров: дебит жидкости Q_ж, дебит нефти Q_н, динамический уровень Н_д, подводимая к насосу мощность W и давление в затрубе Р_затр. Переход с одного режима на другой производился через 5 часов с шагом 3 Гц. Этот интервал времени необходим для установления стационарной работы системы пласт-скважина-насос (ПСН), что подтверждалось установившимся дебитом по жидкости и установлением динамического уровня.

На фиг.1 представлены результаты гидродинамических исследований скважины 5404. По оси абсцисс отложена частота ν в Гц. По оси ординат отложены: дебит добываемой продукции Q_ж, ее обводненность η, дебит нефти Q_н, дебит воды Q_в, динамический уровень Н_д, подводимая к насосу мощность W и давление в затрубе Р_затр.

Из фиг.1 следует, что при уменьшении частоты от значения ν=50 Гц, соответствующего значению эксплуатации скважины, дебит добываемой продукции Q_ж уменьшается плавно, а ее обводненность η уменьшается резко до значения ν=44 Гц и затем возрастает при минимальном значении ν=41 Гц, соответствующему минимальному значению Q_ж. При увеличении частоты от минимального значения вновь происходило уменьшение обводненности продукции при ν=44 Гц и дальнейшее ее возрастание до максимального значения при ν=50 Гц. При дальнейшем увеличении отбора обводненность при ν=53 Гц уменьшалась, а затем при максимальном значении ν=56 Гц опять возросла. Следует отметить, что частоте ν=53 Гц соответствует максимальное значение дебита добываемой продукции Q_ж=105 м³/сут. Дальнейшее увеличение мощности, подводимой к добывающему насосу, приводит к уменьшению Q_ж. Такое относительное поведение дебита добываемой продукции и ее обводненности свидетельствует о перераспределении фазовых потоков нефти и воды. Результаты проведенных исследований, представленные на фиг.1, указывают на то, что оптимальный режим эксплуатации скважины 5404 соответствует дебиту добываемой продукции Q_ж=63 м³/сут.

На фиг.2 представлены изменения абсолютных значений фазовых потоков нефти Q_н и воды Q_в в зависимости от дебита добываемой продукции Q_ж, полученные в процессе исследования скважины 5404. Для наглядности на фиг.2,а представлено изменение Q_н и Q_в от Q_ж при уменьшении частоты от 50 Гц до 41 Гц, а на фиг.2,б - при увеличении частоты от 41 Гц до 56 Гц.

Из фиг.2,а следует, что при уменьшении отбора добываемой жидкости, а это соответствует увеличению давления в ПЗП и уменьшению депрессии на пласт, протекают, неравновесные процессы, приводящие к перераспределению поровых объемов, занятых различными фазами. Вода по порам малого сечения перетекает в области пласта, насыщенные нефтью, и вытесняет нефть по порам большего сечения. В результате дебит нефти возрастает, а дебит воды уменьшается. Экстремальные значения дебитов нефти и воды достигаются при Q_ж=63 м³/сут. Такое перераспределение поровых объемов увеличивает число связей БК нефти со скважиной. Дальнейшее уменьшение дебита жидкости приводит к уменьшению фазового потока нефти и к увеличению фазового потока воды. Это перераспределение фазовых потоков можно объяснить уменьшением величины депрессии, т.е. уменьшением гидродинамических сил, отвечающих за перемещение фазовых потоков к скважине. В результате происходит сокращение числа связей БК нефти со скважиной, которые вновь замещаются водой.

На фиг.2,6 представлен участок цикла, соответствующий увеличению электрической энергии, подводимой к ЧРП, т.е. увеличению дебита добываемой жидкости от минимального значения Q_ж=52 м³/сут. При переходе на оптимальную частоту ν=44 Гц дебит жидкости увеличился до Q_ж=73 м³/сут, но дебит нефти достиг прежнего максимального значения Q_н=52 м³/сут. Увеличение частоты до 47 Гц приводит к незначительному перераспределению фазовых потоков Q_н и Q_в. Такое поведение фазовых проницаемостей объясняется тем, что на разрушение установившихся связей БК нефти со скважиной и замене в них нефти на воду необходимо время. Дальнейшее увеличение частоты приводит к резкому перераспределению фазовых потоков и к восстановлению их первоначальных значений.

Проведенные исследования скважины 5404 позволили определить оптимальный режим эксплуатации скважины. Дебит добываемой продукции должен составлять Q_ж=63 м³/сут и поддерживаться постоянным в процессе эксплуатации скважины изменением частоты. Вывод на указанный режим эксплуатации скважины осуществляется изменением частоты от стандартной промышленной частоты ν=50 Гц до минимального значения 41 Гц с шагом в 3 Гц и интервалом времени между изменениями частоты 5 часов. Далее от минимального значения частоты 41 Гц с шагом в 1 Гц и интервалом времени 2,5 часа изменением частоты до 43 Гц, при необходимости с шагом 0,5-0,1 Гц и интервалом времени 2,5 часа довести дебит скважины до оптимального значения Q_ж=63 м³/сут. При этом дополнительная добыча нефти в сутки составит

ΔQ_н=52 м³/сут - 18 м³/сут = 34 м³/сут,

а уменьшение дебита воды соответственно

ΔQ_в=60 м³/сут - 11 м³/сут = 49 м³/сут.

Использование предлагаемого способа перевода скважин на оптимально эффективный режим эксплуатации позволяет восстановить утраченные в процессе эксплуатации скважины связи БК нефти со скважиной и поддерживать в течение продолжительного времени дебит жидкости с увеличенной фазовой проницаемостью нефти. Следует особо подчеркнуть, что исследование скважин, вывод скважин на заданный режим и поддержание заданного режима по данному способу производится без остановки технологического процесса.

Источники информации

1. Разработка нефтяных месторождений. Том 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин / Под ред. Н.И.Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. - ВНИИОЭНГ, 1994. - 206 с.

2. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. - Стрежевой: ООО «Печатник», 2002. - 279 с.

3. Патент RU №2240422 от 20.11.04. Бюл. №32. Александров Г.Ф., Соловьев В.Я., Назаров А.Е., Гибадуллин Н.Я., Белов В.Г., Иванов В.А. Способ оптимизации процесса извлечения нефти из пласта.

4. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля и разработки нефтяных и газовых месторождений: Учебн. для вузов. - М.: Недра, 1991. - 223 с.

5. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в продуктивных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.

6. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. - М.: Недра, 1995. - 222 с.

Способ перевода скважин на оптимально эффективный режим эксплуатации, заключающийся в исследовании скважины и выборе оптимального режима эксплуатации, при котором достигают максимального значения фазовой проницаемости по нефти, отличающийся тем, что перевод скважин на оптимальный режим осуществляют уменьшением дебита добываемой жидкости до значения, меньшего оптимального значения дебита жидкости, определенного в процессе исследования, и вызывают распространение возмущения давления в пласте и реакцию этого пласта изменением фазовых проницаемостей для воды и нефти, что контролируют по изменению дебита добываемой жидкости и резкому изменению ее обводненности, после чего без остановки технологического процесса дебит плавно увеличивают с помощью частотно-регулируемого привода до значения, соответствующего оптимальному режиму, с возможностью установления стационарной работы системы «пласт-скважина- насос» и поддерживают оптимальный дебит жидкости, соответствующий оптимальному режиму, постоянным в процессе эксплуатации скважины.