Продуктивность скважин
Цель настоящего модуля:
Понимание характеристик работы (продуктивности скважин), и что требуется от промысловых специалистов для интенсификации продуктивности скважин
Введение
За счет улучшения своих знаний о продуктивности скважины этот курс поможет понять последствия Ваших действий при работе на промысле.
При выполнении различных работ на скважине вы так же оказываете влияние своими действиями на продуктивность скважин. Какие бы операции вы не проводили на скважине, все это повлияет на последующую работу скважины.
Этапы добычи на нефтяном месторождения
Этап добычи на нефтяном месторождении начинается с получением первых тонн углеводородного сырья (первой нефти) из скважины. Это является отправным пунктом с точки зрения наличности, т.к. с этого момента начинает формироваться денежный поток, который используется для окупаемости предыдущих инвестиций.
Профиль добычи с месторождения должен определять необходимые инженерные сооружения, количество скважин и порядок их бурения. Профиль добычи характеризуется тремя этапами:
Период увеличения фонда скважин.
В течение этого периода постоянно бурятся и осваиваются новые скважины.
Период стабильной добычи
Первоначально могут вводиться новые скважины, тем не менее работающие скважины начинают показывать снижение добычи. По месторождению поддерживается постоянная добыча. Общая добыча такова, насколько с ней могут справиться ЦДНГ.
Период снижения добычи
нефтяной скважина месторождение продуктивность
В течение этого периода весь фонд скважин показывает падение добычи.
Что такое продуктивность скважины?
Продуктивность скважины означает дебит жидкости из скважины. Скважины, которым нанесен ущерб, ведут к потере дебита, и, следовательно, к потере прибыли.
Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Скважинам очень легко нанести ущерб, и требуются большие затраты для ликвидации ущерба.
Одним из путей снижения проблем является работа специалиста по добыче, который должен знать причины повреждения скважин и практические методы, которые наилучшим образом ведут к снижению повреждений скважин и обеспечивают максимальную продуктивность.
Почему продуктивность скважин важна для ЮКОС?
Целью ЮКОС является получение максимальной добычи при эффективных затратах и соблюдении ТБ и ООС.
Что определяет дебит скважины?
Коллекторские свойства
Нефть обычно находится либо в песчанике, либо в карбонатных коллекторах. В Сибири имеют место коллекторы песчаника.
Песчаник - это порода, состоящая из минеральных частиц, которые могут быть сцементированы в течение геологического периода времени. Кварц является основным составляющим песчаника. Кроме того, присутствуют и другие минералы, такие как шпаты и глины.
Промежутки или поровое пространство между составляющими частицами минерала в песчаном коллекторе называют пористостью.
Это поровое пространство в основном заполнено нефтью или водой в нефтяном коллекторе. Нефть может протекать через систему взаимосвязанных пор к стволу скважины в процессе нефтедобычи. Мерой того насколько легко жидкости (нефть, газ или вода) могут протекать через поровую систему породы коллектора называется проницаемость.
Как скважина дает нефть
Скважина дает нефть в том случае, когда давление в коллекторе "выталкивает" нефть на поверхность. Если давление в коллекторе недостаточное, скважина не дает нефть естественным фонтаном и ее необходимо откачивать насосом.
Рзабойное Р пластовое
При разработке коллектора его давление может снижаться, т.к. энергия коллектора постепенно истощается вследствие извлечения нефти. Очень часто приходится поддерживать давление коллектора путем закачки воды в коллектор.
При работе скважины поток жидкости вызывает потерю давления в системе. Три типа потерь давления связаны с продуктивностью скважины:
в пласте;
в НКТ;
на устье и инженерных сооружениях
Перепад давления между давлением коллектора и гидродинамическим давлением на забое называют депрессией. Депрессия является движущей силой для перемещения жидкости по коллектору.
Р = Р пластовое - Рзабойное
Второй перепад давления создается между гидродинамическим давлением на забое и давлением на буфере.
Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и инженерные сооружения на поверхности. Перепад давления здесь будет изменяться с течением времени работы коллектора.
Окончание срока работы коллектора часто зависит от его минимального давления, которое, тем не менее, может преодолевать вышеуказанные перепады давлений и обеспечивать добычу.
Повреждение пласта
Повреждение пласта - это такое условие, при котором создаются "барьеры" для притока к стволу скважины, что ведет к более низкому, чем предполагалось, дебиту или снижению эффективности закачки.
Если есть повреждение вблизи ствола скважины, это ведет к снижению добычи. Близлежащий к стволу скважины район является единственным местом, на которое мы можем оказывать воздействие.
Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмерная величина. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктивности скважины.
Как мы способствуем повреждению пласта? Бурение
Как только буровое долото доходит до породы коллектора, мы начинаем влиять на продуктивность скважины.
Буровые растворы должны контролировать пластовое давление, выносить шлам, создавать глинистую корку ("фильтрационный пирог"), и, в идеале, наносить минимальный ущерб коллектору.
При бурении скважины гидростатическое давление раствора больше порового давления для обеспечения адекватного контроля над скважиной. Следовательно, у раствора имеется движущая сила для проникновения в пласт.
Многие коллектора являются чувствительными для повреждения пласта от проникновения фильтрата раствора. При первичном вскрытии продуктивного пласта происходит резкое поглощение фильтрата раствора и кальматация коллектора до образования фильтрационной корки. После того, как сформировалась фильтрационная корка, она фильтрует раствор таким образом, что в пласт попадает только фильтрат. Фильтрационный раствор вызывает повреждения путем физического закупоривания пор.
Дизайн фильтрационного пирога является чрезвычайно важным. Фильтрационный пирог формируется из частиц песка и полимеров в жидкости скважины, который обезвоживает проницаемый коллектор вследствие увеличения давления, что позволяет фильтрату проникать в пласт.
Буровые растворы имеют значительное содержание твердых частиц, которые охватывают широкий спектр с точки зрения их размеров. Сам раствор обычно не может проникнуть в пласт, т.к. его многие твердые частицы больше чем размер пор в матрице породы. Следовательно, на поверхности породы откладывается фильтрационный пирог.
Закупоривание твердыми частицами может значительно снизить проницаемость, но из-за быстрого улавливания твердых частиц и построения внешнего фильтрационного пирога происходит незначительное проникновение в пласт.
Глины в песчаных пластах могут разбухать, после воздействия на них инородных жидкостей. При разбухании они закупоривают отверстия пор. Фильтрат раствора может вызывать дисперсию глины и ее перемещение по пласту. Такие глины могут закупоривать отверстия пор.
При смешивании несовместимого фильтрата раствора с пластовой водой, могут иметь место процессы солеотложений. Они так же могут кальматировать поры.
Химический состав бурового раствора, большое давление на выходе бурового раствора и время проходки через продуктивную зону, все это вызывает повреждение пласта.
Твердые частицы могут проникать в коллектор и мигрировать в самом коллекторе, что может приводить к закупориванию пор. Фильтраты жидкости могут вызывать обратные реакции в коллекторе, что приводит к отложению солей. Все эти факторы вызывают область повреждения вокруг ствола скважины и таким образом отрицательно влияют на продуктивность скважин.
Таким образом, уделяя должное внимание контролю над потерями раствора и химическому составу буровых растворов можно значительно повысить продуктивность скважин.
Заканчивание скважин/ КРС
Каждый раз, когда мы закачиваем инородную жидкость в коллектор, имеется значительный риск нанесения ущерба пласту.
После бурения скважины обычно спускается колонна и проводится цементаж. После цементажа скважины больше не существует контакта между жидкостью в скважине и пластом. Нет риска нанесения ущерба пласту.
После спуска и цементирования колонны начинается этап заканчивания скважины. В начале этого этапа буровой раствор вымывается из скважины и замещается раствором для глушения.
После этого на скважине проводятся перфорационные работы.
После перфорации скважины мы вновь получаем контакт между жидкостью в стволе скважины и пластом. Вновь у нас появляется риск нанесения ущерба пласту.
Свойства раствора для глушения отличаются от свойств бурового раствора. Раствор для глушения не должен создавать фильтрационный порог. Почему?
Существуют различные виды работ, которые проводятся на скважине: КРС, ловильные работы, подготовка к ГРП, смена насоса и пр. Все ремонты скважин направлены на улучшение продуктивности.
Но при каждом виде ремонта имеется риск нанесения ущерба скважине, что будет усугублять проблему продуктивности.
Жидкость заканчивания - это жидкость в стволе скважины на заключительном этапе строительства скважины. Основные функции жидкости заканчивания следующие:
Обеспечения контроля над скважиной;
Эффективность вымывания твердых частиц.
Для того чтобы достигнуть наилучшей возможной продуктивности скважины необходимо свести к минимуму ущерб, наносимый пласту, при строительстве скважины. Учитывая свои функции, жидкости заканчивания, так же как и буровые растворы, могут быть большим источником ущерба пласту из-за характерных особенностей проникновения в пласт. Поэтому главной целью жидкости для заканчивания является нанесение минимального ущерба пласту.
Повреждения пласта, связанные с жидкостью для заканчивания, имеют место из-за взаимодействия следующих компонентов этой жидкости с породой коллектора и пластовой жидкостью:
Жидкости и фильтраты;
Твердые частицы
Так как все скважины очень чувствительны к повреждению пласта, эффективное истощение коллектора может быть поставлено под угрозу срыва, если скважине нанесен ущерб.
Жидкости для заканчивания и фильтраты могут наносить пласту значительный ущерб, если они неправильно приготовлены. Они должны быть совместимыми по химическим свойствам с пластовой жидкостью во избежание нанесения ущерба. Жидкости для заканчивания и фильтраты могут вступать в реакцию с породой коллектора и таким образом ухудшать коллекторные свойства пласта.
Твердые частицы, находящиеся в жидкости, могут взаимодействовать с пластом, забивая поровую систему или перфорационные дыры.
Как преодолеть повреждение пласта? Перфорация
Перфорационная тоннель - это соединение между стволом скважины пластом. Поэтому очень важно, чтобы жидкость заканчивания была отфильтрована и не содержала трубной смазки, ржавчины и прочих компонентов, которые могут попадать в перфорационные дыры и засорять их.
Продуктивность скважины во многом зависит от того, насколько глубоко перфорационная тоннель проникает через поврежденную зону и насколько эффективно частицы от выстрела удалены из этой тоннели.
Перфорация может проникать через поврежденную зону и достигать незагрязненной зоны пласта. Это приводит к хорошей продуктивности при наличии достаточного числа дыр, правильной плотности и ориентации.
Во время выстрела вокруг перфорационного тоннеля создается зона разрушения. Зона разрушения имеет меньшую проницаемость чем неповрежденный участок пласта. Другими словами, если эту зону разрушения оставить вместе с остатками крошки от выстрела, перфорация не будет такой же эффективной как при открытых тоннелях.
Гидростатические условия скважины в момент перфорации должны учитываться при составлении программы перфорационных работ. Скважина может быть перфорирована при следующих гидростатических условиях:
на депрессии;
с нулевым перепадом давления;
с избыточным перепадом давления;
с очень большим перепадом давления.
Перфорация на депрессии или с нулевым перепадом давления обычно производится для снижения или контроля над ущербом, который наносится в зоне ствола скважины. Сразу после перфорации на депрессии происходит первоначальный выброс из коллектора, при котором из перфорационных тоннелей выносится вся крошка, образовавшаяся после прострела.