Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

СПРАВОЧНОЕ

РУКОВОДСТВО

ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ

РАЗРАБОТКИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ДОБЫЧА

НЕФТИ

Под редакцией д-ра техн. наук Ш. К. ГИМАТУДИНОВА

МОСКВА

«НЕДРА»

1983

УДК 622.276(031)

Справочное

руководство по проектированию разработки и экс-

плуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.

ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко,

А. И. Петров и др. М., Недра, 1983, 455 с.

Приведены основные данные по технологии добычи нефти

оборудованию скважин при различных способах эксплуатации

нефтяных месторождений; описаны основные методы воздейст-

вия

на призабойную зону и нефтесодержащии пласт. Описана

методика выбора систем промыслового обустройства.

Для инженерно-технических работников нефтяной промыш-

ленности,

а также студентов нефтяных вузов и факультетов.

Табл. 92, ил. 158, список лит. — 45 назв.

2504030300-085

043(01)-83

172

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящая

книга «Справочного руководства по проектированию раз-

работки и эксплуатации нефтяных месторождений» посвящен технологии экс-

плуатации скважин различными способами и обустройству промыслового хо-

зяйства. Основное внимание при компоновке материалов уделялось методам

расчета технологических процессов добычи нефти, выбору оборудования и

режима его работы. По всем этим вопросам в нефтепромысловой литературе

опубликован обширный материал, содержащий различные методики решения

задач проектирования. В Справочном руководстве помещены установившие-

ся

и, как правило, опробованные методы расчета технологических процессов

или

же последние разработки в этой области, выполненные научно-исследо-

вательскими центрами и ведущими специалистами нашей страны. Особо важ-

ное

значение при проектировании технологических процессов, применяемых

при

извлечении нефти из недр, имеют полнота и точность информации о свой-

ствах

продуктивных пластов и их строении. Неполный объем этой информа-

ции

— одна из причин недостаточной обоснованности принимаемых решений

при

проектировании технологических процессов и, как следствие этого, не-

удач

при их практическом осуществлении. В Справочном руководстве изло-

жены основы стандартных гидродинамических исследований скважин и пла-

стов, применяемых, в основном, на промыслах в настоящее время. Особо

важные проблемы стоят в области изучения строения коллекторов и неодно-

родности их свойств на ранних стадиях разбуривания залежи. Достаточный

объем информации о строении пластов в начальный период позволяет с вы-

сокой

эффективностью решить многие сложные задачи разработки нефтяных

месторождений (расстановка окважин на залежи с

учетом

неоднородности

его строения, увеличение коэффициента

охвата

пластов воздействием, сущест-

венное повышение конечной нефтеотдачи, сокращение числа резервных сква-

жин

и т. д.). Одним из средств ранней диагностики строения коллекторов

может служить изучение волновых процессов, генерируемых в пласте и на-

блюдаемых в скважинах. Для этого необходимы приборы, позволяющие улав-

ливать слабые импульсы, распространяющиеся в пористых

средах,

в связи

с тем, что

даже

интенсивные волновые процессы, возбуждаемые скважина-

ми,

быстро

затухают

в пласте. Для уверенного выделения основных сигналов

среди многочисленных шумов, интенсивность которых сравнима с величиной

изучаемого сигнала, необходимо активно развивать теоретические основы

специальных методов распознавания образов.

Большое значение при проектировании технологии эксплуатации скважин

различными методами имеет

учет

работы газа при движении газожидкост-

ных смесей в вертикальных

трубах.

В той или иной степени «газлифтный

эффект» проявляется при эксплуатации нефтяных скважин всеми способами.

В связи с введением в разработку большого числа месторождений, раз-

бросанных на обширных пространствах Западной Сибири, Севера европей-

ской

части страны и Среднеазиатских республик, возникла необходимость

комплексного решения стратегических вопросов промыслового обустройства,

транспортных и энергетических коммуникаций с учетом планов развития всего

региона. Поэтому в Справочном руководстве, кроме традиционных методов

проектирования

объектов сбора нефти и газа, приведены материалы по си-

стеме проектирования генеральных схем промыслового обусгройства (СПГСО)

с использованием экономико-математических моделей, позволяющих исполь-

зовать ЭВМ для поиска оптимальных проектных решений. Система проекти-

рования

генеральных схем обустройства разработана вычислительным цент-

ром АН

СССР

в содружестве с Министерством нефтяной промышленности

успешно применяется на практике.

Все предложения и замечания по книге

следует

направлять по адресу:

103633, Москва, Третьяковский проезд, 1/19, издательство «Недра».

ЧАСТЬ

ТЕХНОЛОГИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

НЕФТЯНЫХ

СКВАЖИН

ГЛАВА

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ

МЕТОДЫ

ИССЛЕДОВАНИЯ

ПЛАСТОВ

СКВАЖИН

ВИДЫ

ИССЛЕДОВАНИИ

И ИХ

НАЗНАЧЕНИЕ

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны

коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (за-

качек),

технология которого разработана как для фильтрации однородной

жидкости гари водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой

среде газированной жидкости при режиме растворенного газа. В условиях

упруго-водонапорного режима эксплуатации коллекторские свойства и строе-

ние

пластов в удаленных от забоя зонах изучают методом восстановления

(падения)

забойного давления при прекращении отбора (нагнетания) жидко-

сти из скважины или изменении режима ее работы

('метод

КВД). Этот ме-

тод исследования скважин в условиях режима растворенного газа в настоя-

щее время находится в стадии разработки.

Для исследования строения пластов в условиях упруго-водонапорного-

режима применяют метод гидропрослушивания, основанный на изучении про-

цессов взаимодействия скважин при изменении режимов их работы.

Быстро развиваются термогидродинамичеокие методы исследования кол-

лекторов призабойной зоны, основанные на изучении тепловых эффектов, на-

блюдающихся при истечении жидкостей и газов из пористой среды в сква-

жину вследствие проявления эффектов Джоуля — Томсона.

Для изучения строения пласта и призабойной зоны в промысловой прак-

тике широко используют методы глубинной дебитометрии. Профили притока

поглощения, построенные по данным скважинных дебитомеров, позволяют

судить

о степени загрязнения пород в процессе вскрытия пластов и об усло-

виях притока жидкостей и газов в окважины.

Упомянутые методы имеют ряд модификаций. Для сокращения времени

исследования скважин на приток методом установившихся отборов предло-

жены экспресс-методы снятия индикаторных диаграмм, которые позволяют

получить продуктивную характеристику пластя и оценить свойства пород

призабойной

зоны, не ожидая на каждом режиме установившейся работы

скважины.

Теоретически они основаны на использовании элементов теории

упругого

режима и стационарного притока жидкости в скважины.

Экопресс-методы разработаны также для исследования скважин методом

КВД. При этом изменение давления в пласте осуществляется путем кратко-

временного отбора или закачки в скважину некоторого количества жидко-

стей (как правило, не более одного ее объема). Эти методы обычно приме

няют для исследования длительно простаивающих скважин.

Предложены также различные модификации 'методов гидропрослушива-

пия,

которые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давле-

ния—

в виде импульсов, гар-моничеоких колебаний и др.

При

гидродинамических исследованиях скважин получают ценную инфор-

мацию о свойствах и строении коллекторов для определения свойств пород,

изучения строения пласта внутри и вне контура нефтеносности, определения

типа коллекторов, строения и свойств призабойной зоны скважин. Гидроди-

намические методы исследования позволяют оценить трещинную пористость

проницаемость, ориентацию трещин, их среднюю раскрытость, разморы бло-

•5

ков,

слагающих трещиноватый коллектор. Успешно используются эти методы

для изучения геологической неоднородности пластов, определения текущего

положения водонефтяного контакта (ВНК)

между

исследуемыми скважина-

ми,

а также для определения нефтенасыщенности пластов и

других

целей.

Поэтому наряду с различными методами оценки остаточной нефтенасы-

щенности

пород (удельные отборы нефти из скважин, геофизические измере-

ния

другие)

целесообразно использовать результаты исследований, позво-

ляющих

судить

о степени неоднородности коллекторских свойств пласта в зо-

не

(расположения скважин как об одном из свойств, имеющих связь с оста-

точной нефтенасыщенностью. По результатам исследований неоднородность

Свойств пород больше в зоне тех скважин, профили притока в которых ха-

оактеризуются значительной амплитудой колебаний притоков из различных

пропластков. Кроме того,

следует

учитывать, что кривые восстановления дав-

ления

скважин, эксплуатирующих неоднородные участки пласта, в коорди-

натах Ар—In t обычно имеют вид ломаных линий. Результаты гидродина-

мических исследований скважин позволяют более обоснованно выбрать, на-

пример,

технологию кислотной обработки, поскольку существенное значение

при

этом имеют тип коллектора, строение и свойства призабойной зоны пла-

ста. Точно так же и состав кислотной смеси необходимо выбирать, кроме

всего прочего, с

учетом

строения и свойств призабойной зоны пласта. Если,

например,

окажется, что тоещиноватый карбонатный коллектор сложен неф-

тенасыщенными блоками малой проницаемости и плохо отдающими нефть,

то целесообразен состав кислоты, обладающей высокой способностью капил-

лярного впитывания в блоки и замедленной реакцией взаимодействия с по-

родой. При этом вероятность более глубокого

охвата

блоков кислотной

обработкой возрастает. Однако

следует

отметить, что необходимо выбивать

методы и объем исследований, дающие достаточную и необходимую инфор-

мацию для обоснованного проектирования технологии избранного метода

воздействия на пласт. Например, недостаточно исследовать неоднородное

строение пласта методами математической статистики для проектирования

форсированного отбора жидкости из пласта с целью увеличения нефтеотдачи

обводненного пласта. Как известно, при форсировании отбора жидкости по

некоторым избранным скважинам происходит перераспределение пластовоге

давления и линий тока жидкостей, сопровождающееся включением в разра-

ботку ранее слабо дренированных участков пласта. Остаточная нефть в об-

водненных пластах залегает в тупиковых зонах, у непроницаемых границ и

на

участках

с уменьшенной проницаемостью пород. Поэтому выбирать оква-

жины

для форсирования отбора и очередность их перевода на новый режим

работы

следует

учетом

геометрии расположения участков, насыщенных

нефтью, т. е. необходимо гидропрослушивание пласта.

Хорошие результаты определения параметров пласта получены при обра-

ботке импульсного гидропрослушивания

«методом

площадей». Сравнительный

анализ

точности различных методов обработки кривых восстановления дав-

ления

по гипотетическим скважинам показал, что наибольшей точност'мо

определении параметров пласта по КВД обладают дифференциальные ме-

тоды Ю. П. Борисова, И. А. Чарного и И. Д. Умрихина и интегральные

И.

Д. Умрихина, И. А. Чарного и Б. А. Богачева, Ю. А. Медведева. При

высоких темпах падения интенсивности притока жидкости в скважину после

ее остановки удовлетворительные результаты

дает

дифференциальный метод

Ф.

А. Требина, Г. В. Щербакова, а "при средних и малых темпах падения

притока хорошие результаты получены при обработке КВД универсальным

методом Э. Б. Чекалюка.

УСЛОВИЯ

ПРИМЕНЕНИЯ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИИ

Метод установившихся отборов используется для изучения

гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств план-

етов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной

точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и,

частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации)

y In —

где Q —дебит жидкости в пластовых условиях, см

/с; р

пл

— среднее давле-

ние

на некотором условном круговом контуре с радиусом R* (пластовое

давление), МПа; р

аб — давление на забое скважины, МПа; г — приведен-

ный

радиус скважины; к — усредненная фазовая проницаемость пласта для.

данной

жидкости, мкм

; h — эффективная (работающая) толщина пласта, м;

ц—-вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа-с; е — коэффициент гид-

рояроводности пласта, мкм

-м/(мПа

с).

Зависимость (1.1), т. е.

Q=f(Ap),

не линейна, так как параметры к, Л,

ц,

И Г

могут

неявно зависеть от |Др. Поэтому параметр

K—Q/Ap,

кото,-

рый

принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго го-

воря,

не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости

или

смеси нефти и воды величина К практически постоянна и при обработ-

ке

результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс.

исследовакия сводится

тогда

к получению в промысловых условиях зави-

симости

Q=f(Ap),

т. е. к определению К-

Если К — существенно переменная величина (фильтрация газированной

жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно

зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидко-

сти; многоллаетовый об-кект эксплуатации, в котором пластовые давления

по

отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сво-

дится к получению экспериментальной зависимости

Q=f(Ap),

но дополняет-

ся

работами по установлению количественной взаимосвязи

между

перепадом

давления и величинами, которые от него зависят (например, ц(р), h(Ap)

К(р) и др.).

Зависимость

Q=f(Ap),

графическое изображение которой принято назы-

вать индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредст-

венного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагне-

тательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений

последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к

уста-

новившимся

режимах эксплуатации скважины. Время установления нового

режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважини в ра-

диусе, не меньшем среднего расстояния до ее окружающих соседних, дав-

ление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентиро-

вочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или

опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких

часов до нескольких суток или

даже

недель. В то же время на весь про-

цесс исследования скважины методам установившихся отборов должно за-

трачиваться время, в течение которого распределение иефтвводогазвнасы-

щенности

пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория

метода достаточно полно разработана для фильтрации однофаз-

ной

жидкости и смеси

двух

жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа к

газожидкостной смеси.

результате

исследований методом установившихся отборов можно

определить только коэффициент продуктивности К добывающей скважины

(коэффициент

приемистости для нагнетательной) или его зависимость от пе-

репада давления.

Для установления гидропроводности пласта е необходимо независимо

оценить R

и г. Значение R

без существенного ущерба для точности обычно

принимают равным половине среднего расстояния

между

данной скважиной

соседними окружающими.

Приведенный

радиус г, зависящий одновременно от способа вскрытия

пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне

скважины в первом приближении можно определить одним из известных

аналитических или корреляционных методов (например, методом

В. И. Щурова).

Принципиально

более точные оценки параметров г и е можно получить

при

совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и

методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми спо-

собами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные

исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

Метод восстановления давления используется для изучения

гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пла-

стов в их районе, но в условиях ярко выраженной неустановившейся филь-

трации жидкости и газа.

наиболее простым по технологии исследований и обработки их резуль-

татов относится остановка скважины, достаточно длительное время рабо-

тавшей с постоянным дебитом жидкости. Если при ее остановке дебит прак-

тически мгновенно изменился до нулевого значения, то процесс восстановле-

ния

давления на забое скважины достаточно точно описывается следующей

формулой:

f(£)

где

Ар=р—Рзаб;

р — давление на забое скважины в момент t после ее оста-

новки,

МПа; Рзаб — забойное давление до остановки скважины (установив-

шееся),

МПа; х— коэффициент пьезопроводности пласта в районе скважины

(усредненный), м

/с.

Тот же процесс с хорошим приближением описывается

другой

фор-

мулой:

Формула (1.3) используется при обработке результатов исследований

для указанных условий. Формулы (1.2) и (1.3) в одинаковой мере описывают

процесс изменения давления на забое скважины не только при ее остановке,

но

и при любом скачкообразном изменении дебита. Тогда в правые части

формул

следует

подставить AQ (изменение дебита скважины) вместо Q.

Процесс

промысловых исследований при скачкообразном изменении де-

бита сводится к измерению дебита до остановки (или до и после его изме-

нения)

и регистрации изменения давления на забое скважины.

Однако,

если значительная часть объема ствола работающей скважины

заполнена газом, на практике условие мгновенного (скачкообразного) пере-

хода

с одного установившегося дебита на

другой

не соблюдается (напри-

мер,

после остановки насосной скважины в ее ствол продолжает поступать

жидкость и приток из пласта

затухает

лишь постепенно). В таких

случаях

для обработки материалов исследований применяют более сложные по сравне-

нию

с (1.2) и (1.3) соотношения, а сам процесс исследований сводится к по-

лучению экспериментальных зависимостей Ap(t) и Q(t).

результате

обработки материалов исследований скважины методом

восстановления давления определяются комплексные параметры е и х/г

Параметр х можно оценить по формуле

где т — пористость пласта; h — толщина пласта, м; §ж — коэффициент сжи-

маемости пластовой жидкости, МПа-

; ($

— коэффициент сжимаемости по-

роды-коллектора, МПа

-1

Величины т, Л, р

и р

определяют по данным независимых исследо-

ваний

(лабораторных и геофизических), а г — по известным х/r

и х.

Несмотря на то что относительная ошибка определения пьезопроводно-

сти по формуле (1.4) может быть весьма значительной (главным образом, за

счет погрешностей оценки ($

и р

), указанный метод расчета т с практи-

ческой точки зрения вполне приемлем.

Кроме

того,

следует

заметить, что приведенный радиус г с достаточной

для практики точностью допустимо определять с погрешностью, достигаю-

щей

даже

нескольких десятков процентов, так как основные параметры, ко-

торые в конечном итоге интересуют специалистов (Q, К и др.), зависят

от In г.

Метод исследования взаимодействия скважин (гидро-

прослушивание) используется для определения усредненных значений гидро-

проводности е и пьезопроводности у. пластов на

участках

между

исследуе-

мыми скважинами в условиях неустановившейся фильтрации жидкости.

Для исследований выбирают минимум две скважины. Одна из них, по

которой контролируется изменение дебита (в большинстве

случаев

скачко-

образное),

называется возмущающей, другая, в которой наблюдается изме-

нение

забойного давления, вызванное данным возмущением, — реагирующей.

В качестве возмущающей может быть использована любая добывающая или

нагнетательная скважина, в качестве реагирующей — простаивающая или спе-

циально остановленная (до начала исследований) скважина. В одном иссле-

довании может одновременно участвовать несколько реагирующих скважин.

При

скачкообразном изменении дебита возмущающей скважины процесс

изменения

забойного давления в реагирующей скважине описывается форму-

лой (1.2) с той лишь разницей, что под знаком функции Ei(—х) вместо -

следует

подставить R — расстояние

между

реагирующей и возмущающей

скважинами.

Имеются решения и для периодического и произвольного изменения де-

бита возмущающей скважины, а также для работающей реагирующей сква-

жины,

в которой фиксируется изменение во времени не только забойного

давления, но и дебита.

При

исследованиях методом гидропрослушивания важно выполнение сле-

дующих

технологических требований:

1) по реагирующим скважинам до измене-

ния

дебита возмущающей скважины должно

быть прослежено изменение забойного давления

течение времени, в 1,5 раза и более !февы-

шающего предполагаемый период наблюдений

после начала возмущения (последний предвари-

тельно оценивается расчетным путем по фор

муле

(1.2));

2) для наблюдений за забойным давлением

после изменения дебита возмущающей скважи-

ны

используются лишь те реагирующие скважи-

ны,

по которым возможна, достаточно надежная

экстраполяция

на этот период динамики забой-

ного давления, зафиксированной до начала воз-

мущения;

3) исследования должны проводиться в об-

становке, исключающей в данный период посто-

ронние

возмущения, обусловливающие изменение

забойных давлений в реагирующих скважинах

(пуски или остановки

других

близко располо-

женных скважин и т. п.).

ОБРАБОТКА

РЕЗУЛЬТАТОВ

ИССЛЕДОВАНИЙ

СКВАЖИН

МЕТОДОМ

УСТАНОВИВШИХСЯ

ОТБОРОВ

Основные типы возможных индикаторных

диаграмм для скважин, эксплуатирующих одно-

пластовые объекты, приведены на рис. 1.1.

Рие.

1.1. Характерные

типы индикаторных диа-

грамм:

/, 2, 3, 4 — для

добываю-

щих

скважин;

/', 2', 3' —

для

нагнетательных

сква-

жин

200

400

fiOO

800

Прямолинейная

диаграмма

/ ха-

рактерна

для

ламинарной фильтра-

ции

однофазной жидкости

или во-

донефтяной

смеси, диаграмма

(прямолинейная

диапазоне забой-

ных давлений выше давления насы-

щения

нефти газом—Рэа6>Рнас—

криволинейная,

выпуклостью

оси

дебитов,

диапазоне р

аб<

<Рнас)

— для

фильтрации газирован-

ной

жидкости

на

участке р

аб<р

ас

Диаграммы типа

(криволи-

нейные

при

рзаб>Рнас) указывают

на

зависимость проницаемости

пла-

ста

от

давления (деформируемые

трещины),

нарушение ламинарности

фильтрационного потока

или на со-

вместную зависимость

от

этих

фа-

кторов;

диаграмма

4 — на

проявле-

ние

указанных факторов

при ско-

ростях фильтрации

или

перепадах

давления, превышающих определен-

ные критические значения.

Проявление

деформации

тре-

щинных

каналов

при

нагнетании

пласт рабочих агентов характеризу-

ется кривой

3', а

фильтрация,

не со-

ответствующая линейному закону

(выпуклость кривой обращена

к оси

дебитов),

—

диаграммой

2'.

Для скважин, эксплуатирующих

многопластовые объекты, возможны

более сложные формы индикаторных кривых.

Это

зависит

от

подключения

пли

отключения отдельных пластов

при

определенных забойных давлениях,

перетоков жидкости

между

пластами, различных характеров фильтрации

жидкости

в них и т. п.

пл

е."

ЛЯ.МПа

Рис.

1.2.

Обработка индикаторной

диаграммы

при

фильтрации

пласте

газированной нефти

Обработка

прямолинейных индикаторных диаграмм

При

эксплуатации скважиной однопластового объекта данные исследо-

ваний

представляются

табличной форме (данные

забойных давлениях,

приведенных

середине интервала перфорации,

дебитах

на

нескольких

ре-

жимах)

или в

виде индикаторной диаграммы, построенной

координатах

—

аб

или

Q—Арзаб.

В данном

случае

коэффициент продуктивности скважины

—

величина

по-

стоянная

| А = "XT' = tg 9 =

const)

(1.5)

Здесь

имеет размерность см

/(с-МПа).

По

формуле

(1.5)

определяется коэффициент гидропроводности пласта

районе скважины, если предварительно независимыми способами оценены

Як

и г.

Расстояние

практических расчетах принимается равным половине

среднего расстояния

между

данной скважиной

соседними,

ее

окружающи-

Из

формулы

(1.1)

следует,

что

-f-V2

я.