Файл: Общие сведения о раздельной экспулантации нескольких пластов. 3.docx

- НКТ; 2 - перекрёстная муфта; 3 - пакер; 4 - межтрубный канал; 5 - обсадная колонна; 6 - центальный патрубок; 7 - отверстия; 8 - сальник; 9 - клапан; 10 - переводник; 11 - башмак

Рис. 5 - Схема оборудования для раздельной закачки воды в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5

Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами, обращенными раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты манжеты на нее одевается предохранительный металлический кожух который сбрасывается с нее давлением жидкости при опрессовке оборудования в скважине. Выше самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми манжетами, которые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, обеспечивая нормальную работу самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм похожа на ранее описанную. Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды с более высоким давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким давлением - в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.

Подземное оборудование скважин должно позволять контролировать и регулировать отбор жидкости из залежи на всех этапах ее разработки. Исходя из этого, а также учитывая особенности разработки продуктивных пластов, можно сформулировать следующие основные требования к оборудованию для раздельного отбора нефти из нескольких (двух) эксплуатационных объектов через одну скважину:

1. обеспечение возможности раздельного отбора жидкости из двух пластов по любой из технологических схем;

2. надежное разобщение пластов на протяжении всего времени работы оборудования, недопущение межпластовых перетоков жидкости при длительной остановке скважины.

Кроме того, оборудование должно отвечать и другим требованиям:

а) позволять производить специальные операции, такие как опрессовку пакера и освоение каждого из пластов;

б) быть работоспособным при добыче парафинистой нефти;

---

в) надежным в эксплуатации как обычных, так и наклонных скважин;

г) термо- и морозоустойчивым;

д) возможным к применению в обсадных колоннах диаметром 168 и 146 мм;

е) обеспечение повышенных отборов жидкости по каждому из пластов и суммарных дебитов скважин;

ё) возможность проведения глубинных исследований и раздельного регулирования отборов по каждому из пластов.


- колонна фонтанных труб; 2 - аварийная муфта; 3 - центральная труба; 4 - обводная труба; 5 - эксплуатационная колонна; 6 - плунжер; 7 - забойный штуцер; 8 - уплотнительные манжеты; 9 - разобщитель; 10 - пакер; 11 - струйный насос (эжектор); 12 - пусковой клапан.

а - оборудование ОРЭ-2Ф (ВНИИ); б - оборудование ТатНИИ; в - оборудование Азинмаша с параллельными рядами труб

Рис. 6. Компоновка подземного оборудования для одновременно-раздельного отбора нефти двух пластов одной скважиной (I - верхний пласт; II - нижний пласт),

Определим, насколько отвечают этим требованиям существующие конструкции оборудования для раздельной эксплуатации скважин.

Оборудование для раздельного отбора жидкости из двух пластов фонтанным способом - наиболее простое и достаточно надежное. В основном существующие конструкции оборудования разработаны именно для этой схемы.

В общем случае конструкции оборудования для раздельного отбора нефти из двух пластов через одну скважину можно объединить в следующие две группы:

1. с одной подъемной колонной;

2. с автономными колоннами для подъема жидкости из каждого пласта.

К первой группе следует отнести те конструкции оборудования, которые предусматривают подъем жидкости из каждого пласта по одной колонне фонтанных труб: оборудование институтов ВНИИ и ТатНИИ (рисунок 6, а, б).

В этом случае в скважину на колонне труб спускается пакер и специальный разобщитель с плунжером; отбор жидкости по каждому из пластов регулируется двумя штуцерами: устьевым и плунжерным. Плунжер (вместе со штуцером) спускается в скважину и устанавливается в разобщитель с помощью специального замкового устройства на скребковой проволоке. Оборудование позволяет проводить в скважине необходимые исследования: замерять и регулировать дебит по каждому пласту, определять, текущие пластовые и забойные давления, а также очищать подъемные трубы любым из существующих способов. В оборудовании конструкции ТатНИИ (с встроенным струйным эжектором), кроме того, предусматривается некоторая интенсификация отбора жидкости из низкопродуктивного пласта за счет частичного использования энергии высоконапорного пласта.

---

Из оборудования второй группы известна конструкция Азинмаша (см. рисунок 6, в), предусматривающая спуск в скважину двух параллельных или концентричных колонн подъемных труб для раздельного отбора жидкости из двух эксплуатационных объектов (пластов), разобщение пакерное; устье скважины оборудуется специальной фонтанной арматурой. Оборудование подобного типа широко применяется за рубежом. Конструкция оборудования позволяет контролировать разработку каждого из пластов (при наличии глубинных приборов малого диаметра), регулировать ее, а также производить другие работы, связанные с освоением пластов.

К недостаткам оборудования второй группы следует отнести:

1. повышение удельного расхода металла (в условиях Усть - Балыкского месторождения расход труб на скважину увеличивается на 9-12 т);

2. лимитирование отборов жидкости по пластам диаметрами подъемной и эксплуатационной колонн и трудность в проведении исследовательских работ;

3. сложность монтажа подземного оборудования.


2. Методы определения анализа экспулатационных объектов при разработке многопламтовых месторождений.

2.1 Анализ особенностей взаимодействия эксплуатационных объектов при разработке многопластовых месторождений

При разработке многопластовых месторождений углеводородов одним из основных подходов к анализу процесса нефтегазодобычи является рассмотрение эксплуатационных объектов как единого целого. Процесс нефтегазодобычи, при данном подходе, определяется наличием комплекса взаимодействующих и взаимосвязанных процессов, изучение которых позволяет оценить степень самоорганизации и устойчивости пластовой системы.

Следует также отметить, что значительные трудности возникают при долгосрочном прогнозировании технологических показателей разработки, так как необходимо учитывать множество параметров, что не всегда возможно на практике, особенно в месторождениях приуроченных к неоднородным коллекторам. Это предопределяет применение модельных представлений для описания динамики процессов нефтегазодобычи.

Данный подход дает возможность более обоснованно производить процедуры долгосрочного прогнозирования и принимать решения по изменению стратегии и тактики разработки с учетом динамики взаимодействия рассматриваемых эксплуатационных объектов, что позволяет повысить эффективность разработки многопластовых месторождений.

---

Степень выработки нефтяных пластов в процессе разработки и пути продвижения и фильтрации жидкости обычно определяют по результатам гидродинамических и геофизических исследований. Однако, зачастую сложные условия процессов нефтегазодобычи, ограниченность проводимых исследований и недостаточная геолого-промысловая информация, не позволяет получить однозначные и определенные ответы на вопросы, связанные с динамикой изменения водонефтяных потоков. По этой причине важное значение имеют косвенные методы динамического анализа промысловых данных, позволяющие с достаточной степенью надежности осуществлять диагностирование текущего состояния разработки, как по отдельным объектам, так и в целом по залежи.

С этой целью используется подход к управлению и контролю за разработкой месторождения, основанный на кибернетических принципах анализа и интерпретации геолого-промысловой информации, получаемой в процессе освоения и разработки нефтегазовых месторождений.

Методика динамического анализа включает в себя следующую последовательность процедур:

· выявление характерных особенностей взаимодействии между эксплуатационными объектами;

· диагностирование характерных особенностей в их разработке;

· принятие решений по выбору стратегии разработки с учетом комплекса взаимодействующих и взаимосвязанных процессов нефтедобычи.

Традиционный подход к организации работы систем отбора предполагает проведение комплекса гидродинамических исследований. Сложность проведения таких исследований, а также значительные объемы проводимых на промыслах мероприятий, как правило, не позволяют иметь необходимый для проведения анализа и расчетов оперативный информационный массив.

В связи с этим, используются методы математической статистики, дающие возможность принятия решений по ограниченному объему текущей геологопромысловой информации, основу которых составляют дебиты нефти, воды и объемы закачиваемой жидкости в процессах заводнения.

В процессе анализа геолого-промысловой информации и при принятии решений по рациональной организации систем отбора-нагнетания перечисленные диагностирующие критерии используются в комплексе. При этом выделяются следующие группы критериев:

· для определения степени взаимодействия объектов и текущего состояния разработки,

---

· для анализа технологических особенностей работы эксплуатационных объектов.

Отличительной особенностью этого подхода является возможность совершенствования системы разработки на основе выявления характерных особенностей развития пластовых систем в процессе их разработки. Такой подход необходим при регулировании процессов нестационарных отборов и гидродинамического воздействия на залежь.

Многочисленные геофизические и геолого-промысловые исследования свидетельствуют о наличии перетоков флюидов в продуктивных объектах многопластовых месторождений углеводородов. Причинами указанного являются особенности геологического строения, проявление начальных градиентов давления и эффектов неравновесности при фильтрации многофазных потоков и т. п.

Существующие методы выявления таких эффектов, включающие в себя гидропрослушивание, закачку меченых жидкостей, анализ в сопоставлении дебитов скважин не позволяют одновременно оценивать воздействие всей совокупности скважин рассматриваемого объекта с позиции единой системы взаимодействующих элементов.

Применяемый способ лишен отмеченного недостатка, так как позволяет установить степень взаимовлияния для любого количества объектов на рассматриваемый промежуток времени. Здесь в качестве исходного информационного массива используются временные ряды дебитов жидкости, нефти, воды и водного воздействия по согласованности изменений которых определяется степень взаимодействия эксплуатационных объектов.

Назначение объектов для регулирования нестационарных отборов определяется посредством учета характерных особенностей и переходных состояний процесса нефтедобычи, присущих конкретным объектам и пластовой системе в целом.

Для оценки степени взаимодействия эксплуатационных объектов в работе применяется коэффициент ранговой корреляции Спирмена, когда абсолютные значения анализируемых параметров заменяются величинами соответствующих им рангов, широко применяемый в задачах нефтегазодобычи.

Это позволяет повысить надежность результатов анализа геолого- промысловой информации, обусловленную рассмотрением последней, не как количественных оценок, а как тенденции их изменения.

Критерием оценки степени связи между анализируемыми параметрами по значениям коэффициентов корреляции служит значение показателя его значимости.

Процедура расчета для установления степени взаимодействия между скважинами производится в следующей последовательности:

---