Прогнозирование эффективности методов повышения производительности скважин. Отбор диагностических признаков. Ранговая классификация

 

При рассмотрении особенностей геологического строения месторождений и условий их разработки приходится сталкиваться с многообразием различных факторов, влияющих на успешность и эффективность геолого-технических мероприятий, направленных на повышение продуктивности скважин. Наибольшая трудность выбора способов обработки призабойной зоны отмечается для скважин, работающих в осложненных условиях, например при забойном давлении ниже давления насыщения, при наличии смоло-парафиновых отложений в ПЗП, высокой послойной неоднородности коллекторов.

Определенную информацию о состоянии ПЗП дают гидродинамические исследования. Однако традиционные методы исследования и объемы осуществления их на промыслах дают лишь усредненную характеристику по залежи или перфорированному интервалу продуктивного пласта. Для фонда скважин, эксплуатируемого насосным способом, как правило, единственным методом гидродинамических исследований является лишь снятие кривых восстановления уровня, опираться на данные этих исследований при оценке целесообразности проведения ОПЗ, определении режима обработки и ее эффективности становится недостаточным.

Для получения доверительных результатов прогнозирования эффективности методов повышения производительности скважин необходимо конкретизировать условия обработки ПЗП. С целью отбора диагностических признаков необходимо провести ретроспективный анализ эффективности за какой-то период времени. Результаты обобщения промысловых материалов, а также данных целевых исследований, нужно выделить, к примеру 10 наиболее информативных показателей, влияющих на конечный результат обработки. К ним по степени значимости можно отнести: кратность обработок, проведенных в одной скважине; показатель снижения дебита (отношение максимального дебита за все время эксплуатации к текущему дебиту Qнак/Qтек); послойная неоднородность пород по проницаемости (отношение минимальной проницаемости в интервале обработки к максимальной проницаемости пород в том же интервале); средневзвешенная проницаемость по пласту; показатель изменения пластового давления; температурный показатель пласта (отношение пластовой температуры к температуре насыщения нефти парафином Тп/Тн); обводненность продукции скважин; охват перфорацией пласта (отношение толщины продуктивного пласта к перфорированной толщине пласта).

Для качественной оценки эффективности ГТМ с учетом перечисленных признаков используется метод ранговой классификации, причем ранжирование признаков проведено в последовательности убывания их значимости (ранжирование по горизонтали) и в зависимости от числовых (количественных) показателей признака (ранжирование по вертикали).

Наибольшая сумма рангов определяется по совокупным признакам, полученная путем умножения числового значения ранга по горизонтали на ранг по вертикали, максимальная сумма и соответствует наилучшим условиям проведения ОПЗ, от которых может быть получен наибольший эффект в конечном итоге. Минимальная сумма рангов соответствует наихудшим условиям обработки.

Применение метода ранговой классификации дает возможность наиболее правильно выбрать скважины для обработок без проведения достаточно сложных для насосного фонда скважин гидродинамических исследований пласта. Целесообразность ГТМ оценивается пороговыми значениями суммы рангов.

Для конкретных условий разрабатываемых месторождений необходимо уточнять ранговые показатели. Ранговые показатели могут изменяться и в зависимости от выбранного ГТМ. Несмотря на простоту данной методики, она требует творческого подхода для получения наиболее достоверных результатов. В целом данная методика является попыткой прогнозирования успешности ОПЗ при планировании геолого-технических мероприятий на персональных ЭВМ. В последующем она может совершенствоваться в зависимости от конкретных условий разработки месторождений и геологических особенностей строения продуктивного пласта. При этом могут вноситься дополнительные параметры.

Всем промысловым работникам, использующим данную методику, следует иметь в виду, что эффективность ОПЗ зависит не только от совершенства программы прогнозирования, но и от соблюдения режима обработки призабойной зоны.

 

 

2.Скважинные штанговые насосы. Основные типы и исполнения
по ОСТ 26-16-06-86. О6ласти применения. Конструкции. Эксплуатация.

 

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы

У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи не вставного.

 

Насосы скважинные вставные 1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.

 

 

Не вставные скважинные насосы: 1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок

Группа	Зазор, мм
	До 0,045
	0,02 - 0,07
	0,07 – 0,12
	0,12 – 0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Не вставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 – 57 мм и 1,2 ÷ 6 м;

НСН 32 – 95 мм и 0,6 ¸ 4,5 м.

Обозначение НСН2-32-30-12-0:

0 – группа посадки;

12х100 – наибольшая глубина спуска насоса, м;

30х100 – длина хода плунжера, мм;

32 – диаметр плунжера, мм.

 

3 Объемный коэффициент. Вязкость нефти, воды и природных газов в различных условиях. Поверхностное натяжение на границах раздела пластовых жидкостей.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1м3 дегазированной нефти. (ρн- плотность нефти в стандартных условиях, ρпл.н-плотность нефти в пластовых условиях). Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти.

Усадка нефти-уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность U=(вн-1)/ вн100%

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью пересчетного коэффициента Θ=1/вн Коэффициент теплового расширения показывает на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1˚С (ед.измерения 1/˚С). Для большинтсва нефтей: (1÷20)˖ 10-4 1/˚С. £=(1/v0)(∆v/∆t) Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые делятся на легкие с плотностью менее 0,85 и тяжелые с плотностью более 0,85. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые – низким.

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.2).

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

,где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:система СИ – [Па×с]

система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)]

Рис. 3.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 3.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

. (3.38)

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

. Единицы измерения кинематической вязкости:система СИ – [м2/с] система СГС – [Стокс]

Вязкость пластовой нефти – определяет степень ее подвижности в пластовых условиях. Вязкости нефти в пластовых условиях меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Вязкость нефти зависит от плотности (легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые), давления (не большое влияние в области выше давления насыщения), температуры (с ростом температуры – снижается).

Классификация нефти по вязкости: маловязкие до 10 мПа*с; с повышенной вязкостью от 10 до 30 мПа*с; вязкие от 30 до 50 мПа*с; высоковязкие свыше 50 мПа*с

Вязкость пластовой нефти определяют специальным вискозиметром высокого давления по пробам, отобранным на глубине залегания пласта.

Физические свойства газа:

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов основной компонент метан. Также входят более тяжелые углеводороды, а также не углеводородные компоненты. В природных условиях находиться в газообразной форме, либо в растворенном состоянии в нефти или воде.

Газы подразделяют на следующие группы: газ чисто газовых месторождений, газы добываемые из газоконденсатных местрождений, газы добываемые вместе с нефтью.

По товарным качествам нефтяные газы подразделяется на сухие, полужирные, жирные.

Плотность газа , где М – молекулярная масса, Vм – объем 1 моля газа в стандартных условиях.

Динамическая вязкость – сила сопротивления перемещению слоя газа или жидкости площадью 1см2 со скоростью 1см/с, изм-ся Па*с.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к удельному весу, измеряется м2/с

Физические свойства воды:

Минерализация воды – это суммарное содержание в воде растворимых солей, ионов и коллоидов, выражается в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод в нефтяных и газовых мест-иях меняется в очень широких пределах – от менее 1 до 400 г/л (пресные воды) и более (крепкие рассолы).

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5-2,0 м3/м3, обычно равно 0,2-,5 0 м3/м3.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации их растворимость уменьшается.

Объемный коэффициент зависит от минерализации, химического содержания, газосодержания, пластовых давления и температуры. Наибольшее влияние на его величину оказывает температура и минерализация.

Плотность – зависит от минерализации, пластовых давления и температуры Вязкость пластовой воды в первую очередь зависит от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено.

Поверхностное натяжение s – избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз. По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях взаимодействия жидких и твёрдых тел, процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.

Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости и сила поверхностного натяжения.

Свободная энергия поверхности:

Е = s × s, (5.1)

где s – поверхностное натяжение;

s – суммарная поверхность двух фаз.

Сила поверхностного натяжения – сила, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):

,где – линия смачиваемости.

Коэффициент поверхностного натяжения s зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.

Если поверхностное натяжение между двумя жидкостями, газом и жидкостью можно измерить, то на поверхности раздела породы-жидкости и породы-газа измерить трудно. Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений: измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты смачивания.