Производительность скважин

Производительность скважин

РУКОВОДСТВО

Хеманта Мукерджи

Второе издание, дополненное

Предисловие автора Предисловие

ва 5.

А.

Б.

иложения

В.

Г.

Д.

Е.

Ж.

Руководство по производительности нефтяных и газовых скважин представляет собой компиляцию материалов нескольких пятидневных школ, проводимых для инженеров компании «Дауэл Шлюмберже» (DS). В Руководстве представлен ряд основных концепций, необходимых для понимания поведения скважины и как оно отражается на добыче. Также дается ряд примеров, чтобы помочь освоить этот предмет - производительность скважин. Во избежание излишнего усложнения материала дается минимальное количество формул. Тем не менее сделана попытка представить данное Руководство как законченный материал для практикующего инженера. Каждая глава Руководства завершается примерами и списком литературы.

Основные тезисы курса для представления вопросов управления месторождениями и пластами можно найти в виде слайдов в Приложении Ж данного Руководства.

Я считаю необходимым поблагодарить за неоценимую помощь и предоставленные конспекты лекций следующих слушателей курса: Стива Вестердаля, Боба Паранича, Дэвида Чеча, Бада Фредерика.

Автор также хотел бы поблагодарить Анила Матура за помощь в работе над текстом, Бо-би Джойниса за предоставленную информацию Примеров 5.2 и 5.6 в Главе 5, Джо Мака и Эда Шумейкера за помощь в формулировании содержания Руководства.

Хеманта Мукерджи,

Денвер, 7 июня 1991 г.

Перевод книги осуществлен Холодовым Михаилом, инженером по добыче компании «Шлюмберже».

Хочу выразить отдельную благодарность Джо Маку, Дону Уолкотту, Хеманте Мукерджи за помощь в понимании концепций, представленных в книге, Юрию Церковскому за помощь в переводе.

Холодов Михаил,

Москва, 24 августа 2000 г.

Для сервисных компаний, таких, как «Дауэл Шлюмберже», всеобъемлющее понимание того, что из себя представляет скважина, крайне важно. Только такие знания могут привести к правильному обнаружению и диагностированию проблем в скважине, требующих вмешательства. Данное Руководство по оценке производительности скважин является попыткой оценить и понять нефтяную или газовую скважину. Оно также определяет параметры, от которых зависит увеличение производительности скважин, основываясь на данных по добыче. Следующий пример иллюстрирует эту концепцию:

Пример 0.1.

Механический скин    =    9

Заказчик хочет провести кислотную обработку скважины. (Вся информация по скважине и пласту известна.)

S

Прогноз:

1.    График зависимости дебита от скина (рис. 0.1).

2.    Кислотная обработка материнской породы удаляет скин, связанный с повреждением породы, только если отверстия открыты.

3.    В случае полного успеха, кислотная обработка (КО) уменьшает скин на 9, что составит 31.

4.    Из рис. 0.1 видно, что удачная КО не отразится на дебите.

5.    Заказчик обвиняет сервисную компанию.

Вопрос: как бы вы себя повели в данной ситуации?

Ответ: изучил бы вопросы, связанные с производительностью скважин и ее оценкой.

Скважину можно определить как интерфейсный канал между нефтяным или газовым пластом и наземным оборудованием. Данный интерфейс необходим для доставки пластовых жидкостей на поверхность, превращения ее в осязаемый актив. Физическое описание скважины - вещь достаточно сложная. Для оптимизации производительности конструкция скважины требует серьезного инженерного анализа. Оптимальная производительность соответствует максимальной возвратности капитальных вложений. Физическое описание типичной нефтегазодобывающей скважины представлено на рис. 1.1.

1.

Глава

Введение

SALES LINE

Рис. 1.1.

Возможные потери давления в НГПС для фонтанирующей скважины

ДР, = Р,- Р.» = LOSS IN POROUS MEDIUM ДР_г = P_m-P„ = LOSS ACROSS COMPLETION ДР_Э = Рцп-Рпя = LOSS ACROSS RESTRICTION ДР₄ = P^-P,*. = LOSS ACROSS SAFETY VALVE ДР₅ = P^-P^ = LOSS ACROSS SURFACE CHOKE ДР₆ = _Pdsc-P^ LOSS IN FLOWLINE ДР, - P«,-P„ = TOTAL LOSS IN TUBING ДР. « P^, --P„ = TOTAL LOSS IN FLOWLINE

При функционировании скважины зона отбора нефти пласта играет большую роль. Скважина, совмещенная с зоной пласта, дренируемой данной скважиной, называется нефтегазовой производительной системой (НГПС).

НГПС, таким образом, состоит из следующих основных компонентов:

•    пористой среды,

•    заканчивания (стимуляции, перфорации, гравийной набивки),

•    вертикального трубопровода с предохранительными клапанами и штуцерами,

•    систем механизированной добычи, таких, как насосы, газлифтные клапаны и т.д.,

•    горизонтальных трубопроводов со штуцерами и другими трубопроводными компонентами, такими, как клапаны, колена и др.

В НГПС жидкость поступает из зоны дренирования пласта в сепаратор на поверхности. Среднее давление внутри контура питания называют средним давлением в пласте (средним внутрипластовым давлением). Это давление контролирует поток жидкости через НГПС, и предполагается, что оно остается постоянным в течение фиксированного времени разработки. При изменении этого давления изменяется производительность скважины и, таким образом, необходимо вновь проводить оценку скважины. Среднее внутрипла-стовое давление меняется в связи с естественным истощением запасов или вследствие искусственного поддержания давления путем закачки воды, газа или других химикатов. Давление в сепараторе выбирается таким образом, чтобы оптимизировать производительность и сохранить легкие углеводородные фракции в жидком состоянии. Давление регулируется с помощью механических устройств, таких, как регуляторы давления. Независимо от того, добывает скважина или нагнетает, существует непрерывный градиент давления между пластом и сепаратором. Давлением на сепараторе обычно считается давление на устье при проведении узловых (NODAL) расчетов, так как предполагается, что сепаратор находится на устье скважины или очень близко от него. Исходя из этого предположения, считается, что потери давления в трубопроводах незначительны.

Узловой анализ

Узел - это любая точка НГПС (рис. 1.2) между границей контура питания и сепаратором, где давление может быть рассчитано как функция потока жидкости. Два крайних узла в сложной НГПС - это граница контура питания (8) и сепаратор (1). Давления в этих узлах называются среднее пластовое давление Р_г и давление на сепараторе P_sep соответственно. Два других важных узла - это забой (6), где динамическое давление P_wf измерено погружным манометром, и устье скважины, где давление P_wh измерено манометром, прикрепленным к фонтанной или поточной арматуре. Если давление измеряется или высчитывается на каждом узле, то потеря давления между узлами может быть посчитана как функция дебита. Некоторые узлы (2,4 и 5 на рис. 1.2), где падение давления имеет место в узле из-за присутствия штуцера, запорных элементов (клапана безопасности) и других трубных компонентов, называются функциональными узлами. Для каждого компонента НГПС, такого, как пористая среда, заканчивание, трубные конструкции, запорная арматура и т.д., объем протекающей жидкости (q) функционально связан с разностью давлений (Ар) на компоненте, т.е.

q=f(Ap).    (1.1)

1а

3 2 *

Рис. 1.2. Положение различных узлов (Мач и др., 1981)

16

][

][

Ж

Узел    Положение

1    Сепаратор

2    Наземный штуцер

3    Устье

4    Предохранительный клапан

5    Сужение

6    Давление на забое

7    Давление на вскрытой поверхности пласта

8    Среднее пластовое давление

1а    Газ

16    Резервуар для нефти

I

В последующих главах данного Руководства устанавливаются такие математические зависимости для различных компонентов НГПС. Основываясь на данных зависимостях, рассматриваются параметры, необходимые для оптимизации потока жидкости через компоненты системы. Узловой (NODAL) системный анализ используется как метод, комбинирующий процедуры разработки компонентов системы, помогающий в разработке и оптимизации системы в целом.

Пластовая система  »

Библиотека »