Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

185

Рис. 4. Программный модуль «Цементирование обсадных колонн»

В качестве примера рассмотрим результаты расчета конструкции скважин До-

нецко-Сыртовского месторождения. Согласно выполненным по программе АСПСС

расчетам проектная конструкция выглядит следующим образом:

– направление Æ426 мм спускается на глубину 20 м с целью предотвращения

размыва устья скважин и обвязки с желобной системой;

– кондуктор Æ324 мм спускается на глубину 643 м с целью перекрытия зон

обвалообразования, зон поглощения бурового раствора с установкой башмака в

плотных породах верхнеказанского подъяруса;

– промежуточная колонна Æ245 мм спускается на глубину 2052 м с целью пе-

рекрытия газонефтепроявляющего пласта Р

III

, солевых отложений, склонных к раз-

мыву и образованию каверн в иреньском горизонте;

– эксплуатационная колонна Æ168 мм в вертикальных и наклонно-

направленных скважинах (отход 800 м) спускается на глубину 3950/4039 м с целью

разобщения нефтенапорных пластов и длительной эксплуатации продуктивного пла-

ста верхнего и среднего девона.

Данное месторождение нефти расположено в Переволоцком районе Оренбург-

ской области и находится в бурении с 1971 г.

В соответствии с действующей «Технологической схемой разработки» (2002 г.)

проектные скважины закладываются с целью эксплуатации продуктивных пластов

верхнего и среднего девона. Проектная глубина скважин – 3950 м. Тип профиля – пяти-

интервальный с максимальным зенитным углом 13,5°. Отход от вертикали – 800 м.

Сложные горно-геологические условия месторождения, многочисленные зоны

осложнений, наличие двух основных эксплуатационных объектов – пласт Д

кт-3

кол-

ганской толщи и пласт Д

5-2

афонинского горизонта – предопределяют сложную мно-

гоколонную конструкцию скважин, обеспечивающую безаварийную проводку ство-

ла скважин до проектной глубины.

186

Прочностные расчеты, произведенные с помощью программ АСПСС, позво-

лили определить оптимальную толщину стенок и группу прочности обсадной ко-

лонны для данных условий. С учетом ограниченных геометрических размеров меж-

трубного и затрубного пространств (зазоры составляют около 25 мм), а также реоло-

гии буровых и цементных растворов подобраны оптимальные режимы промывки и

цементирования скважин. Принятые проектные решения позволяют эффективно

эксплуатировать скважины на заданных режимах на протяжении всего срока службы.

Выводы:

АСПСС позволяет реально сократить время проектных работ практически в

2,5 раза за счет автоматизации сложных технологических расчетов, при этом снижа-

ется риск ошибок на различных этапах проектирования.

Таким образом, работа с системой повышает технический уровень специали-

стов-технологов и качество проектных работ. Эта система обеспечивает многовари-

антность проектных решений и выбор наиболее оптимальных из них. В результате

повышается привлекательность и конкурентноспособность ПСД на строительство

скважин в различных условиях бурения.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-624-03. – М., 2003.

2. Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. РД 39-0148052-

537-87. – М., 1987.

3. Инструкция по эксплуатации автоматизированной системы проектирования строи-

тельства скважин (АСПСС), ОАО «Гипровостокнефть», 2007.

4. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Согласо-

вано с Госгортехнадзором России 12.03.97 №10 – 13/127.

5. Адаптация и оптимизация автоматизированной системы проектирования строительства сква-

жин (АСПСС) с целью сокращения времени на разработку ПСД. Информационный отчет.

УДК 622.276

АНАЛИЗ ДИНАМИКИ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

ПРИ ПОМОЩИ СТАТИСТИЧЕСКИХ ДАННЫХ МНОГОФАЗНОГО

РАСХОДОМЕРА НЕПРЕРЫВНОГО ДЕЙСТВИЯ

М.И. Кузьмин, А.В. Колонских

В настоящей статье представлены результаты проведенного первичного анализа ди-

намики работы скважин и выявлены особенности основных способов эксплуатации

на Усинском месторождении. Детальные исследования динамики работы скважин

позволят создать технологию «интеллектуальной скважины».

Технический прогресс позволяет практически полностью автоматизировать

процесс добычи нефти. Благодаря современной аппаратуре можно постоянно изме-

рять большинство технологических параметров работы скважин, таких как давление

и температура на приеме насоса и вдоль всего ствола скважины, буферное и затруб-

ное давление [2]. Поэтому сегодня мы можем слышать такие понятия, как интеллек-

туальная скважина, интеллектуальное месторождение. Внедрение станций управле-

ния на микропроцессорной технике позволяет перейти от контроля по признаку

включено/выключено к контролю за качественными показателями работы скважин с

глубинно-насосным оборудованием. Каждый параметр частично несет в себе ин-

формацию о состоянии скважины. Но наиболее общим параметром является дебит

187

скважины по трем компонентам. Динамика изменения производительности скважи-

ны содержит в себе огромное количество информации, которая характеризует рабо-

ту всей системы пласт-скважина-насос. Для качественного анализа необходимо по-

стоянное измерение дебита скважины. Многофазные бессепарационные измерения

производительности нефтяных скважин раздельно по нефти, воде и свободному газу – в

настоящее время очень актуальная, сложная и далеко ещё полностью не решённая про-

блема информационного обеспечения процесса добычи нефти и газа во всём мире.

Измерения производительности скважин усложняются на тех месторождениях,

где нефти имеют достаточно высокую вязкость. Такой особенностью обладает

Усинское месторождение (около 700 мПа·с в среднем) пермо-карбоновой залежи,

характеризующееся крайне неоднородным строением карбонатного коллектора с

высокой расчлененностью разреза и прерывистостью продуктивных интервалов и

включающее аномально проницаемые коллекторы. На Усинском месторождении

большинство многофазных измерений производительности скважины не позволяли

производить постоянный контроль по каждой скважине. С этой целью было предло-

жено внедрить индикаторы производительности скважин «Спутник – Нефтемер

МК10», которые в дальнейшем благополучно справлялись со своей задачей.

Рис. 1. Принципиальная схема «Спутник – Нефтемер МК10»

Главное преимущество данного прибора заключается в проведении измерения

бесконтактным способом, что позволяет применять его на месторождениях с высо-

ковязкой нефтью. Измерение продукции скважины производится по трем компонен-

там (нефть, вода и газ) постоянно во времени. Конструкция прибора, изображенная

на рис. 1, разработана таким образом, что позволяет производить измерение произ-

водительности сразу по всем скважинам на кусте в отличие от большинства методов,

которые работают через ПСМ (переключатель скважин многоходовой). Сигналы из-

мерительной информации, которые формируются в блоках детектирования, посту-

пают в контроллер, в котором они обрабатываются в соответствии с компьютерной

программой. Эта программа формирует результаты измерений, которые передаются

на внешние устройства. Индикаторы «Нефтемер» подключены к системе телемеха-

ники, которая обеспечивает сбор, передачу, документирование, хранение, интерпре-

тацию и представление пользователям результатов измерений.

Все это позволяет более подробно изучать процессы, протекающие в системе

пласт-скважина-насос. С этой целью была собрана база по работе индикаторов

«Спутник – Нефтемер МК10» и забойной телеметрической системы СКАД. В ре-

зультате анализа динамики работы скважин выявлено, что каждый способ эксплуа-

тации (ШСНУ, УЭЦН и УЭВН) имеет своеобразный характер, который отражает

работу всей системы пласт-скважина-насос.

По результатам анализа было выявлено, что динамика работы УЭЦН, как показа-

но на рис. 2, имеет скачкообразный характер. Дебит скважины по жидкости колебался в

В сборный

коллектор

Блок

детектирования

От скважиныИзмерительный

участок

трубопровода

Десятиканальный блок

источника излучения

188

очень широких пределах (порядка 40 т/сут). При этом изменение давления на приеме

насоса не происходило. Это говорит о том, что забойное давление было постоянным.

Рис. 2. Показания Нефтемера МК10 (ЭЦН 80-1400)

Такой характер работы скважина может иметь по двум причинам. Первая – это

непостоянство состава продукции на приеме насоса. Устьевые отборы проб показа-

ли, что значения обводненности продукции скважины нестабильны. В результате

чего меняется как сама характеристика насоса, так и противодавление, которое не-

обходимо преодолеть насосу. Вторая возможная причина связана с реологическими

свойствами нефти, в частности с релаксационными свойствами. Характерной осо-

бенностью движения тяжелой нефти в пористой среде является неравновесность

фильтрационного потока. По данным исследования фильтрации при постоянном пе-

репаде давления было выявлено, что расход нефти монотонно снижался, после чего

стабилизировался [1]. Это свидетельствует о том, что усинская нефть обладает вре-

менем релаксации. Наличие релаксационных свойств нефти может обуславливать

подобную работу скважины.

Как показывает Нефтемер МК10, дебит скважины с УЭВН незначительно коле-

бался. Причем изменение дебита (рис. 3) носит плавный характер, в отличие от скважин

с УЭЦН. Характерная работа скважины с УЭВН (60% от всего фонда) представлена на

рис. 2. УЭВН является насосом объемного типа, то есть производительность насоса

практически не зависит от противодавления, которое необходимо преодолеть насосу.

Кроме того, этот процесс можно объяснить релаксационными свойствами

нефти, а также влиянием свободного газа на коэффициент подачи насоса.

Рис. 3. Показания Нефтемера МК10 (ЭВН 25-1500)

Анализ динамики работы скважины с ШСНУ проводился при условии близко-

го сходства фактической динамограммы с теоретической динамограммой. Это усло-

вие обеспечивает отбор скважин с исправным глубинным оборудованием. В этом

189

случае, как показано на рис. 4, динамика работы скважины по жидкости имеет по-

стоянный характер со скачкообразными недолговременными увеличениями дебита

скважины по жидкости.

Рис. 4. Показания Нефтемера МК10 (НН2Б 44-30)

На Усинском месторождении, как отмечалось выше, основным способом экс-

плуатации является УЭВН. В связи с этим, наряду с качественным было принято

решение провести по всему фонду скважин детальный количественный анализ рабо-

ты скважин с УЭВН 25-1500, а также провести анализ работы УЭЦН с номинальной

производительностью 30 и 80, сравнить полученные результаты. В качестве диагно-

стических признаков было принято использовать статистические параметры дина-

мики дебита скважин, а также спектр амплитуд. В результате для скважин, оборудо-

ванных УЭВН номиналом 25 м

/сут и УЭЦН с номиналом 30 и 80 м

/сут, определе-

ны интервалы статистических параметров динамики дебита скважины, которые ха-

рактерны для нормальной работы. Нужно отметить, что скважины, оборудованные

УЭЦН, имеют больший разброс в значениях дебита по жидкости, чем скважины с

УЭВН, причем разброс данных увеличивается с ростом номинальной производи-

тельности насоса. Более значительный, в отличие от скважин с ЭВН, разброс данных

дебита жидкости скважин, работающих с ЭЦН, свидетельствует о непостоянстве со-

става продукции на приеме насоса. Вторая возможная причина связана с реологиче-

скими свойствами нефти Усинского месторождения (вязкоупругими свойствами).

Одним из диагностических критериев также можно считать соответствие закона

распределения нормальному закону. Данные представлены в табл. 1.

Таблица 1

Результаты количественного анализа работы скважин

с УЭВН 25, УЭЦН 30 и УЭЦН 80

Параметры

УЭВН 25

УЭЦН 30

УЭЦН 80

Среднее

30 т/сут

50 т/сут

110 т/сут

Стандартное о

тклонение

<1,5 т/сут

<5 т/сут

<9 т/сут

Разброс данных

<6 т/сут

<15 т/сут

<50 т/сут

В дополнение к статистическому был проведен спектральный (разложение в

ряд Фурье) анализ, который зарекомендовал себя как эффективный метод исследо-

вания временных рядов [3]. Характерная форма спектра для скважин, оборудован-

ных УЭВН, представлена на рис. 5. Из рисунка видно, что нормальная работа сква-

жин характеризуется низкочастотными колебаниями с амплитудой, которая зависит

от способа эксплуатации и номинальной подачи насоса. На рис. 5 также представлен

190

спектр амплитуд, характеризующий проявление осложнений. При этом в спектре

амплитуд появляются высокочастотные колебания.

Рис. 5. Спектр амплитуд скважины с УЭВН

Месторождениям с тяжелой нефтью в последнее время уделяют все больше

внимания. Но вязкоупругие свойства нефти и их зависимость от других параметров

пока не до конца изучены. Это препятствует эффективной разработке месторожде-

ния и эксплуатации добывающих скважин.

Внедрение современных технологий в нефтяную промышленность позволяет

по-новому эксплуатировать как отдельную скважину, так и все месторождение в це-

лом. Особенно важным становится постоянный контроль производительности каж-

дой скважины в отдельности. Для этой цели наилучшим способом подходят индика-

торы производительности скважин «Спутник – Нефтемер МК10».

Предложенный алгоритм обработки динамики дебита скважин по жидкости

(при использовании статистического и спектрального анализа) позволяет диагности-

ровать работу скважины по признаку нормальная работа/осложнение.

Современный математический аппарат позволяет анализировать изменения

дебита скважины, давления, температуры. Сводить их в одно целое и делать оконча-

тельный вывод. Все большее количество компаний заинтересовывается в исследова-

ниях динамики работы скважины. Возможность создания интеллектуальной скважи-

ны подогревает интерес к данной проблематике, так как это первый шаг к созданию

интеллектуального месторождения. Именно поэтому необходимо интенсифициро-

вать исследования в области динамики работы скважин.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высо-

ковязких нефтей. – М.: Недра, 1985. – 205 с.

2. Ленин С.А., Гордеев А.С. Телемеханизация станций управления // Нефтяное хозяйст-

во, 2002. – №10. – С. 118-119.

3. Мирзаджанзаде А.Х., Бахтизин Р.Н., Хасанов М.М. Моделирование процессов нефте-

газодобычи. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 368 с.

191

УДК 622.24.063

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ СПОСОБЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ

БУРОВОГО РАСТВОРА

П.А. Куричьев, В.В. Живаева

В статье описываются основные технологии и технические средства отечественно-

го производства, применяющиеся при приготовлении бурового раствора.

Промывка скважины включает приготовление бурового раствора, его использо-

вание в бурении, выход на поверхность некондиционной жидкости, ее очистка и обра-

ботка и получение новой кондиционной жидкости, готовой к дальнейшему использова-

нию. Систематическое кондиционирование БПЖ в процессе проходки скважины осу-

ществляется с помощью поверхностной циркуляционной системы. Она предназначена

для удаления шлама из промывочной жидкости, ее обработки и подачи в скважину и,

как правило, включает: несколько резервуаров и несколько резервных емкостей для

БПЖ и для химических реактивов, систему желобов, механические средства очистки

раствора от шлама, дегазаторы, один или несколько буровых насосов и трубопровод

высокого давления. Принципиальная схема процесса промывки скважины представлена

на рис. 1, основные элементы циркуляционной системы – на рис. 2.

Рис. 1. Принципиальная схема процесса промывки скважины

Сегодня наиболее распространена циркуляционная система, составленная из

звеньев, выпускаемых промышленностью в виде блоков. Схема монтажа ЦС из го-

товых блоков ускоряет и удешевляет монтаж и способствует решению проблемы

охраны окружающей среды при бурении скважин. Блоки заводского изготовления

позволяют полностью отказаться от создания амбаров и желобных систем в грунте.

Промышленность выпускает блоки циркуляционной системы в нескольких

исполнениях с унифицированным базовым резервуаром объемом 40 м

; промежу-

точный блок с гидравлическими перемешивателями или с комбинированием гидрав-

лических и механических перемешивателей; угловой блок, аналогичный промежу-

точному, для использования в Г-образной схеме расположения блоков; приемный

блок, имеющий трубопроводы для соединения с приемными патрубками буровых

насосов; подпорный блок, снабженный двумя вертикальными центробежными насо-

Материалы

и реагенты

Приготовление ПЖ

Исходная

(кондиционная ПЖ)

Кондиционирование

ПЖ

Некондици

онная

(отработанная)

ПЖ

Использование

ПЖ

192

сами для подачи промывочной жидкости к буровым насосам и создания подпора во

всасывающей линии насоса; блок химических реагентов, предназначенный для хра-

нения химических реагентов в жидком виде; блок очистки бурового раствора от

шлама, включающий отстойник, желобную систему, вибросита, гидроциклон и т.д.

Рис. 2. Схема поверхностной циркуляционной системы

1 – устье скважины; 2 – желоб; 3 – вибросито; 4 – гидроциклон; 5 – блок приготовления раствора;

6 – емкость; 7 – шламовый насос; 8 – приемная емкость; 9 – буровой насос;

10 – нагнетательный трубопровод

Блоки оснащены коллекторами, трубопроводами, площадками с ограждениями

для обслуживания. Основная тенденция в совершенствовании блоков направлена на

увеличение объема резервуара до 80 м

и более и создание теплоизоляции и укрытий

на всех блоках, предназначенных для бурения в зимних условиях.

На рис. 3 показан один из вариантов циркуляционной системы, выпускаемой

ООО «Компания «Техномехсервис». Она включает блок очистки, промежуточную и

приемную емкости, блок приготовления буровых растворов. Блок очистки снабжен

дегазатором Каскад-40, виброситом СВ1ЛМ, ситогидроциклонным сепаратором,

центрифугой ОГШ-50.

Малогабаритная циркуляционная система ТУ 366121-003-10147164-02, разработан-

ная НПО «Бурение», предназначена для сбора, очистки, дегазирования, хранения, приго-

товления, утяжеления, химической обработки буровых растворов при ремонте и бурении

скважин (рис. 4). Система включает в себя емкости, вибросито, дегазатор, центрифугу,

перемешиватели, гидросмесители, диспергатор, центробежные шламовые насосы.

193

Рис. 3. Циркуляционная система, ООО «Компания «Техномехсервис»

Рис. 4. Малогабаритная циркуляционная система НПО «Бурение»

Также в НПО «Бурение» разработана герметичная циркуляционная система

для бурения скважин на депрессии. Она предназначена для очистки, дегазации и

подготовки к рециркуляции промывочной жидкости при вскрытии продуктивных

пластов с избыточным давлением на устье (ТУ 3661-264-00147001-02). Она включа-

ет пробоотборник, шламоотделитель (рис. 5, а), газовый сепаратор и приемную ем-

кость (рис. 5, б), накопительные емкости, подпорные и откачивающие насосы, кон-

трольно-регулирующую аппаратуру, соединенные в работающую с избыточным

давлением изолированную от атмосферы технологическую линию.

Приготовление БПЖ – это технология получения промывочной жидкости с

определенными свойствами в результате переработки исходных материалов и взаи-

модействия компонентов. Задача процесса приготовления – обеспечение необходи-

мых начальных свойств бурового раствора, от которых зависят его стабильность и

реализация технологических функций.

Основными показателями процесса приготовления буровых растворов являют-

ся: эффективность использования исходных материалов, производительность техно-

логического процесса приготовления и качество получаемого бурового раствора, т.е.

соответствие его технологических свойств заданным параметрам.

Рабочий объем ёмкостей, м

Производительность по буровому раствору, м

/ч

Производительность по вводу в р

аствор материалов, т/ч

– утяжелитель

– глинопорошок

– химреагенты

Габариты транспортных мест, м, не более

2,6

2,5

194

Рис. 5. Герметичная циркуляционная система для бурения скважин на депрессии:

а – пробоотборник и шламоотделитель, б – газовый сепаратор и приемная емкость

С точки зрения эффективности использования исходных материалов нередко

бывает полезно выдержать приготовленный раствор некоторое время перед приме-

нением, чтобы используемые компоненты и реагенты полностью прореагировали.

Технология приготовления бурового раствора зависит от его рецептуры, со-

стояния исходных материалов и технического оснащения.

Буровые промывочные жидкости могут готовиться непосредственно на буро-

вой с помощью специальных технических средств; в скважине при бурении на тех-

нической воде в отложениях глины или иных подходящих по составу породах; цен-

трализованно на глинозаводе.

Буровые промывочные жидкости готовятся в специальных устройствах – рас-

творо– или глиномешалках механического или гидравлического действия.

Механические растворо– или глиномешалки подразделяются: по конструктив-

ному исполнению – на лопастные, роторные, шаровые; по характеру действия – на

прерывного (цикличного) и непрерывного действия; по расположению валов – на

горизонтальные и вертикальные. Лопастные растворо– или глиномешалки делятся

по числу валов на одно– и двухвальные.

Механические глиномешалки используются для приготовления промывочных

жидкостей из комовых и порошковых глин. Привод глиномешалок осуществляется от

индивидуальных двигателей или через трансмиссию. Механическая лопастная глино-

мешалка с горизонтальным валом состоит из металлической емкости-корпуса, в которой

вращается вал с укрепленными на нем поперечными лопастями для измельчения и пе-

ремешивания глины с водой. Лопасти расположены одна относительно другой под уг-

лом 90°. Между внутренней поверхностью корпуса и лопастями имеется просвет в 30-35

мм. Как правило, глиномешалка устанавливается на автономном основании.

Механические лопастные растворо– или глиномешалки отличаются простотой

конструкции, но в то же время имеют и ряд существенных недостатков: сравнитель-

но невысокую производительность; трудность доступа внутрь глиномешалки для

выполнения ремонта и чистки; частые заклинивания и поломки лопастей при попа-

дании в глину твердых включений большого размера; уменьшение рабочего объема

глиномешалки при наращивании слоя глины на внутренних стенках.

Разновидность механических глиномешалок – фрезерно-струйные мельницы

(ФСМ) для приготовления и утяжеления промывочных растворов. ФСМ – машины

непрерывного действия, используются для приготовления промывочных жидкостей

из комовых глин и глинопорошков.