Течение флюида в системе пласт - скважина - сборные коллекторы
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.
В пласте движение жидкости определяется депрессией между гидродинамическим забойным давлением и пластовым давлением.
Второй перепад давления создается при прохождении пластовой жидкости через НКТ. Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и инженерные сооружения на поверхности и транспортировки флюида через коллектора до сепаратора.
Перепад давления здесь будет изменяться с течением времени работы коллектора.
Четыре вида давления влияет на работу скважины:
* пластовое давление;
* забойное давление;
* устьевое (буферное) давление;
* линейное давление.
Перепад давления в системе будет изменяться с течением времени работы коллектора. Все точки, от зоны дренирования пласта до сепаратора называются узлами, а проведение анализа влияния изменения давления на производительность системы называется узловым анализом NODAL.
Как движется нефть в пласте
Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины, и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию и параллельными потоками по профилю пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП). Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины.
Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т. д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются скин - эффектом.
Любые преграды, мешающие течению флюида, в пласте называются СКИНом. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются псевдо-скинами. СКИН породы-коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении ущербов естественным коллекторским свойствам пласта при вскрытии пласта, эксплуатации или ремонте скважин - величина СКИНа становится больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и др.) СКИН может принимать отрицательные значения.
Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекторе) достаточно хорошо изучено и происходит по закону Дарси и характеризуется формулой:
Qж = kпр (Рпл - Рзаб),
т. е. дебит скважины прямо пропорционален депрессии.
Течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.
Чем определяется характеристика вертикального лифта
Вертикальный лифт характеризуется изменением давления - рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности.
Градиент давления является суммой трех составляющих:
* гидростатического градиента;
* градиента трения;
* градиента ускорения.
В чем особенности течения жидкости в нефтесборном коллекторе
Во время прохождения флюида по сборным коллекторам к сепаратору гидростатический градиент имеет достаточно малое значение. Однако следует помнить, что если при прохождении жидкости в лифте и сборном трубопроводе, степень градиента гидростатического давления составляет менее 90 %, то необходимо провести работы по смене труб лифта или трубопровода на больший диаметр.
Что такое узловой анализ NODAL
При наложении графиков движения флюида в пласте и по лифту и нефтесборному коллектору можно определить потенциальный дебит скважины, а также проектировать необходимые мероприятия по стимуляции пласта, подбору скважинного оборудования и т. п. Такой анализ называется узловым анализом NODAL.
Таким образом, мы можем прогнозировать потенциальный дебит скважины и проектировать мероприятия по увеличению дебита скважины за счет интенсификации работы пласта и расчета скважинного оборудования и сборных коллекторов.
Что такое интенсификация и оптимизация
Только два параметра - забойное давление и скин влияют напрямую на производительность скважины. Работы, проводимые в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, называются интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, связанные с уменьшением забойного давления, направлены на оптимизацию работы скважинного оборудования.
Что такое 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.
Повреждение вблизи ствола скважины ведет к снижению добычи. Близлежащая к стволу скважины зона является единственным местом, на которое мы оказываем воздействие.
Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмерная величина. При естественных природных коллекторских свойствах пласта СКИН имеет нулевое значение. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктивности скважины. Улучшение естественных свойств пласта (увеличение пористости, проницаемости).
Как мы способствуем повреждению пласта
Повреждение призабойной зоны пласта может наступать при различных технологических операциях на скважине:
* первичное вскрытие продуктивного пласта при бурении скважины;
* во время крепления ствола скважины;
* во время заканчивания (освоения) скважины;
* во время проведения ремонтных работ;
* в течение эксплуатации скважины.
Что происходит со вскрытым пластом при бурении
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, и, в идеале, наносить минимальный ущерб коллектору.
При бурении скважины гидростатическое давление раствора больше порового давления для обеспечения контроля над скважиной (предотвращения газонефтеводопроявлений). Следовательно, у раствора имеется движущая сила для проникновения в пласт (репрессия).
Многие коллекторы являются чувствительными для повреждения от проникновения фильтрата раствора. При первичном вскрытии продуктивного пласта под действием репрессии происходит резкое поглощение фильтрата раствора и кольматация 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, возникающих при набухании глинистых частиц.
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 фильтрационная корка.
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 кольматировать 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.
Какие повреждения возникают при креплении, заканчивании скважин и ремонте
Каждый раз, когда мы закачиваем инородную жидкость в коллектор, имеется значительный риск нанесения ущерба пласту.
После бурения скважины обычно спускается колонна и проводится ее цементирование. Если мы рассматривали фильтрационные свойства бурового раствора, и, говорили, что они должны быть минимальными, то мы должны понимать, что фильтрационные свойства цементного раствора кратно больше. Это, во-первых, во-вторых, плотность цементного раствора значительно больше, чем плотность бурового раствора, следовательно, значительно больше репрессия на пласт, и, соответственно, глубина проникновения фильтрата в пласт. Пласту наносится значительный ущерб.
Причины некачественного цементирования Неотцентрированная колонна
пласт скважина лифт коллектор
После спуска колонна цементируется, затем производится перфорация необходимых интервалов. Колонна в стволе скважины должна быть отцентрирована для того, чтобы снизить риск перетоков жидкости через цемент. В противном случае жидкость или газ может проникнуть в ствол скважины и повлиять на ее продуктивность
Плохой цементаж
Очень важным является изоляция продуктивных пластов без причинения им ущерба. Необходимо хорошее цементирование пласта, обеспечение хорошего сцепления цемента с колонной, наименьшие потери жидкости в пласт и совместимость фильтрата с пластовой жидкостью. Большинство видов наносимого ущерба происходят из-за взаимодействия жидкости с породой и содержанием коллектора. Сюда включаются жидкости для глушения, незастывшие цементные растворы. Твердые частицы, содержащиеся в жидкости, могут так же проникать в пласт и вызывать физическое закупоривание.
После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) больше не существует контакта между жидкостью в скважине и пластом. Нет риска нанесения ущерба пласту.
После спуска, цементирования колонны и затвердевания цемента 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.
В результате перфорации скважины мы вновь получаем контакт между жидкостью в стволе скважины и пластом. Вновь у нас появляется риск нанесения ущерба пласту.
Существуют различные виды работ, которые проводятся на скважине: КРС, ловильные работы, подготовка к гидравлическому разрыву пласта (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 наибольшей 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.