авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 |

Повышение эффективности эксплуатации скважин осложненных содержанием мехпримесей в продукции

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

ШМИДТ АНДРЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОСЛОЖНЕННЫХ СОДЕРЖАНИЕМ МЕХПРИМЕСЕЙ В ПРОДУКЦИИ

Специальность 25.00.17

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

кандидата технических наук

Уфа-2007 г.

Работа выполнена в Самарском государственном техническом университете

(г. Самара)

Научный руководитель Официальные оппоненты: Ведущая организация: доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович кандидат технических наук Кириллов Александр Иванович ЗАО «УфаНИПИнефть»

Защита состоится « 30 » мая 2007 г. в « 1630 » часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.520.020.01. при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-Марта, д. 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан « 28 » апреля 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор химических наук Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Вопрос увеличения добычи нефти в настоящее время не теряет своей актуальности. По мере разработки месторождений складываются условия, требующие массового перевода фонда скважин на механизированную добычу. Основным механизированным способом на большинстве месторождений РФ является эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Скважины, оборудованные данным типом установок, как правило, характеризуются наиболее экстремальными режимами работы – высокие дебиты по жидкости и депрессии на пласт, значительные темпы изменения забойного давления в процессе вывода на стационарный режим.

Вследствие этого в последнее десятилетие на скважинах, оборудованных УЭЦН, наметилась устойчивая тенденция увеличения отказов оборудования по причине высокого содержания в продукции мехпримесей, выносимых из пласта за счет техногенного воздействия.

Существующие в настоящее время способы уменьшения количества взвешенных частиц (КВЧ) в продукции механизированных скважин недостаточно эффективны.

Поэтому перспективными направлениями решения проблемы являются дальнейшее совершенствование разработки методов прогнозирования накопления мехпримесей в продукции и выбор технологий, направленных на минимизацию КВЧ.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих нефть с высокой концентрацией твердых частиц, путем совершенствования методов прогнозирования накопления мехпримесей и создания новых технологий их выноса.

Основные задачи исследований

  1. Анализ причин отказов в работе скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Обзор существующих научно-технических решений по прогнозированию накопления, а также защите внутрискважинного оборудования от влияния мехпримесей в продукции. Анализ механических свойств горных пород и обзор современных механико-математических моделей, описывающих поведение пористых сред, насыщенных жидкостью.
  2. Исследование состава и свойств находящейся в продукции скважин твердой взвеси и влияние их характеристик на работоспособность скважинного оборудования.
  3. Разработка модели разрушения коллектора и переноса твердой взвеси жидкостью в пористой среде.
  4. Разработка рекомендаций по выбору технологического режима работы скважин, обеспечивающего минимальное содержание мехпримесей в продукции, выносимых потоком жидкости.

Методы решения поставленных задач

При теоретическом анализе в работе использовались методы математической физики, подземной и трубной гидравлики, теории вычислений и программирования, а также общие методы математи­ческого моделирования, в том числе с применением ПЭВМ. Отдельные задачи подземной гидравлики и геомеханики решались численными методами. При исследовании образцов мехпримесей, отобранных из скважин, применялась рентгеновская дифракция и гранулометрия. Теоретические исследования подтверждены вычисли­тельными экспериментами и статистическим геолого-промысловым материалом об эксплуатации добывающих нефтяных скважин.

Научная новизна

  1. Разработана расчетная схема определения количества взвешенных частиц в продукции добывающей скважины по изменению численного значения коэффициента распора ().
  2. Уточнен механизм транспортировки твердой взвеси по стволу скважины в интервале «перфорация – прием насоса». Доказано данными промысловых исследований, что вся масса твердых частиц, выносимых на забой скважин, способна транспортироваться до приема при режимах отбора жидкости любым типоразмером электроцентробежного насоса.
  3. Разработана гидродинамическая нестационарная инерционная модель фильтрации жидкости в пористой среде призабойной зоны скважины. Доказано, что на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в упругой пористой среде влияет ее инерционность. Создана модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора, приводящую к изменению проницаемости пористой среды из-за уменьшения эффективной пористости и позволяет получить изменение концентрации твердой фазы в пластовом флюиде во времени и пространстве.
  4. Создана система управления процессом освоения и эксплуатации скважин, исключающая разрушение коллектора путем регулирования предельно допустимых значений расхода жидкости, пластового и забойного давлений, а также характеристик центробежного насоса.

Основные защищаемые положения

1. Методика определения количества взвешенных частиц в продукции скважин по коэффициенту распора ().

2. Механизм движения твердых частиц по стволу скважины, учитывающий скорости потока флюида, соответствующие режимам работы электроцентробежных насосов, и физико-химические свойства откачиваемой жидкости.

3. Модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующихся через пористую среду.

4. Система управления процессом освоения скважины с УЭЦН, откачивающей жидкость с допустимым содержанием механических примесей.

Практическая ценность

Разработанные рекомендации по расчету режимов работы скважин в настоящее время применяются в следующих предприятиях – операторах добычи нефти: ОАО «Самаранефтегаз», ООО «Сибнефть-Хантос». Их промышленное использование позволило значительно снизить концентрацию взвешенных частиц в продукции ряда скважин, тем самым повысить наработку подземного оборудования на отказ и межремонтный период работы скважин. В результате реализации разработанных рекомендаций на Приобском месторождении в промысловых условиях получено дополнительно 15000 т нефти, со снижением себестоимости нефти на 2.7%.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. академика М.А. Усачева «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск: ТПУ, 2002); техническом совещании в ООО «Нефтехимсервис – Самара» (г. Самара, 2005 г.); Международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения» (г. Самара: СамГТУ, 2006 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы, в том числе одна статья в издании, входящем в перечень ВАК. Три статьи опубликованы без соавторов.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка используемой литературы. Текст диссертации изложен на 107 страницах и содержит 40 рисунков, 2 таблицы. Список литературы включает в себя 102 наименования.

Основное содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы работы, сформулированы цель и задачи исследований, излагаются научная новизна и практическая ценность.

В первой главе выполнен анализ причин выхода установок электроцентробежных насосов из строя, рассмотрена классификация отказов по узлам и деталям УЭЦН по нефтегазодобывающим предприятиям нефтяной отрасли России. Установлено, что количество подземных ремонтов скважин c УЭЦН, связанных с наличием в перекачиваемой жидкости твердой мехвзвеси, составляет в среднем 1015%, за последние 10 лет доля отказов по этой причине возросла в 1.5 раза. Например, по ОАО «Самаранефтегаз» доля ремонтов по причине КВЧ в период 1995-2004 г.г. выросла с 12.4% до 17%.

Скважины с высоким КВЧ (более 60 мг/л) в продукции составляют основу часто ремонтируемого фонда скважин (МРП < 180 сут). Так, по ОАО «Самаранефтегаз» в 2004 г. средняя наработка скважин с УЭЦН на отказ по причине мехпримесей в продукции составила только 40 сут.

Проблема низкого МРП (межремонтный период) по скважинами с гидроразрывом заключается не только в выносе проппанта в скважину предположительно из-за его недостаточного крепления (использование небольшого объема проппанта с покрытием и т.п.). Исследования по скважинам Северной лицензионной территории (СЛТ) Приобского месторождения показали, что лишь в 13.5% случаев проведения ремонта скважин причиной послужило засорение насоса проппантом, в то время как 37.5% отказов связаны с засорением полости насоса разрушенными частицами коллектора (выборка – 2653 отказа в работе 691 скважины). А при МРП более 100 суток вероятность отказа насосного оборудования по причине засорения проппантом практически отсутствует.

Отмечено, что поступление песка из рыхлых пластов в нефтяные и газовые скважины является проблемой для нефтяной отрасли в течение многих десятилетий. Содержание даже небольшого процента песка в добываемой жидкости отражается на ходе всего процесса эксплуатации скважин. Поэтому подобные скважины выделяются в самостоятельную категорию, требующую специфических мероприятий для управления процессом выноса песка из пласта. Наличие предельного значения КВЧ (более 60 мг/л) в продукции скважин негативно сказывается на всем технологическом процессе добычи и подготовки нефти. В результате воздействия добываемого вместе с жидкостью песка на оборудование скважина нуждается в подземном, а иногда и капитальном ремонте. Также требуются дополнительные затраты на очистку добытой нефти от песка и его утилизацию, ведущую к загрязнению окружающей среды. На устранение рассмотренных осложнений требуются значительные трудовые и материальные ресурсы, что ведет к увеличению себестоимости добычи углеводородного сырья.

На основании анализа данной задачи и накопленного опыта эксплуатации добывающих нефтяных и газовых скважин выделены следующие категории риска пескопроявления:

  • скважины, эксплуатирующие слабосцементированные коллектора. При повышенной вязкости пластовых флюидов (более 310 мПас) вероятность пескопроявления из пластов со слабым цементом увеличивается;
  • скважины, производительность которых была стимулирована гидроразрывом (особенно в случае недостаточной закачки проппанта с покрытием на последней стадии работ);
  • скважины, эксплуатирующие продуктивные пласты со значительно сниженным пластовым давлением, но не более предельного значения депрессии на пласт.

Большинство научных разработок прогнозирования мехпримесей в продукции сводятся к поиску корреляционных зависимостей между количеством взвешенных частиц на единицу объема добываемой жидкости и технологическими параметрами работы скважин. Подобная статистическая связь между КВЧ и дебитами скважин получена для геолого-технических условий Южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения. Кроме того, получена связь между средним КВЧ в продукции и количеством отказов в работе скважин (см. рисунок 1).

В соответствии с рисунком 1 существующие технологии эксплуатации скважин, в продукции которых присутствуют мехпримеси, условно разделены на две группы:

  • направленные на предотвращение выноса песка из пласта;
  • защищающие внутрискважинное оборудование от мехпримесей.

Рисунок 1. Зависимость количества отказов в работе УЭЦН от КВЧ в добываемой продукции скважин ЮЛТ Приобского месторождения

Исследование технологий эксплуатации механизированных скважин с большим содержанием КВЧ в продукции показал, что наиболее развиты методы защиты штангового насосного оборудования. Эффективные способы удаления мехпримесей из продукции скважин в случае эксплуатации центробежными насосами в настоящее время не разработаны, а применяемые технические решения либо малоэффективны, либо требуют больших капиталовложений. В связи с этим, вопросы регулирования КВЧ в продукции скважин является актуальными для нефтедобывающих предприятий РФ.

В результате анализа существующих способов борьбы с мехпримесями по группам установлено, что проблема защиты, например штанговых глубинных насосов стоит менее остро, нежели электроцентробежных (ввиду конструктивных особенностей первых). Для ШГН разработан огромный спектр пескозащитных устройств конструкции, в которых реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием гидродинамических эффектов: разворота струй газожидкостной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой направления течения, эффекта укрупнения газовых пузырьков мелких фракций с их последующей сепарацией. Данное оборудование позволяет обеспечивать комплексную защиту ШГН – одновременно от мехпримесей и газа.

Применительно к скважинам с ЭЦН используемые методики расчета технологического режима работы скважин, а также подбора насосного оборудования не учитывают условия прочности продуктивного коллектора в призабойной зоне скважин (ПЗС) под влиянием создаваемой депрессии, а, следовательно, требуют корректировки.

Поэтому задача повышения надежности в работе УЭЦН сводится к поиску оптимального режима эксплуатации скважин, удовлетворяющего условиям резкого увеличения МРП, с одной стороны, и снижающего эффект негативного влияния мехпримесей на работу скважины и насосного оборудования, с другой.

Во второй главе с помощью рентгеновской дифракции нами выполнено исследование минералогического состава мехпримесей, присутствующих в добываемой жидкости (рисунок 2). Данные исследования показали, что более 30% объема мехвзвеси приходится на частицы породы коллектора. Исследовались пробы из скважин как стимулированных гидроразрывом, так и без ГРП.

Схожие статистические распределения гранулометрического состава мехвзвеси и образцов керна позволяют предположить, что потеря целостности породы коллектора происходит в основном за счет разрушения пластового цемента.

 Распределение мехпримесей по группам, отобранным из проб продукции-1

Рисунок 2. Распределение мехпримесей по группам, отобранным из проб продукции скважин по результатам дифракционного анализа

Рассмотрены механические свойства горных пород, слагающих продуктивные пласты. Тесты показали, что в процессе нагружения продуктивные коллектора могут выдерживать значительные деформации. Так, керны пластов Приобского месторождения при увеличении давления от атмосферного до давления разрушения уменьшали пористость общую в среднем на 9%.

Описаны стадии процесса разрушения, составляющие полный цикл разрушения горной породы: уплотнение (затухание деформации), предельное равновесие (разрывы и сдвиги) и непосредственно разрушение.

Рассмотрен критерий разрушения горной породы под действием внешней нагрузки с использованием известной формулы:

, (1)

где [] – предел прочности породы коллектора, МПа; – горизонтальная составляющая горного давления, МПа; – параметр пластичности Био, для большинства продуктивных коллекторов =0.7; P – давление жидкости, заполняющей поровое пространство, МПа.

Численным исследованием по формуле (1) доказано, что основным фактором, приводящим к потери коллектором механической прочности в процессе разработки месторождения, является снижение пластового давления. Выведено соотношение для минимально допустимого значения пластового давления, из которого следует, что значение Pплmin не зависит от начального пластового давления и определяется механическими свойствами коллектора. При исследовании не рассматривались пласты с аномально высоким пластовым давлением.

Основываясь на выведенном критерии прочности коллектора выполнена оценка минимально допустимого пластового давления для условий пластов Приобского месторождения. Результаты расчетов позволяют предположить о вероятности разрушения коллектора под действием горного давления: среднее значение минимального пластового давления – 7,6 МПа; среднее фактическое забойное давление в эксплуатационных скважинах – 5,1 МПа (скважины №№6707, 6680, 8822, 5111, 1134).

Оценочным расчетом было доказано, что пластовое давление флюида, не приводящее к разрушению структуры коллектора, значительно зависит от коэффициента бокового распора () – при изменении данного параметра на 15% пластовое давление уменьшается более чем на 90%. Коэффициент бокового распора является величиной, производной от коэффициента Пуассона и зависящей, в основном, от минералогического состава породы и упаковки зерен.

При этом коэффициент бокового распора по промысловым данным вычислялся по известному выражению:

, (2)

где ; pгрп – давление гидроразрыва, атм; pпл – пластовое давление, атм; m – общая пористость коллектора, д.ед.

В работе предложена модификация данного способа, заключающаяся во введении в приведенную выше формулу зависимости изменения пористости коллектора от давления гидроразрыва. Введение такого изменения позволило увеличить коэффициент корреляции между , определенным по лабораторным исследованиям и промысловым данным, который численно изменялся от 0.55 до 0.87.

Третья глава посвящена моделированию выноса твердой взвеси в ствол скважины и ее транспорту через насосное оборудование.

Анализ современного состояния проблемы транспортирования мехвзвеси по стволу скважины показывает, что нет единого мнения о влиянии режимов течения и показателей реологических свойств флюида на данный процесс. В то же время очевидно, что скорость выноса песка из скважины зависит от скорости оседания частиц в движущемся потоке скважинной жидкости.



Pages:   || 2 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.