Часть 2 . Добыча ув сырья – принципы, практика, физика нефтяного пласта; базовые расчеты дебита и ограничивающие факторы

1. Примеры задач, стоящих перед инженером по добыче.

1. Рассчитать и установить параметры добычи скважины или группы скважин в оптимальном режиме для всего периода эксплуатации. Оптимизация связана с прибылью и накопленной добычей.

2. Определять являются ли текущие параметры добычи оптимизированными – сделать необходимые рекомендации для перевода системы в оптимальный режим.

Предсказание добычи• Эволюцию пластового давления, обводнение, соотношение нефть-вода можно рассчитать с помощью уравнения материального баланса

• Изменение пластовых параметров зависит от механизма добычи

• Расчет пластовых параметров поможет инженеру по добыче спроектировать добывающую систему и способы её оптимизации.

Допущения для предсказания добычи:

• Давления сепаратора постоянно и известно

• Диаграмма добывающего оборудования (Outflow Performance) не изменяется в процессе добычи (в реальном случае меняется – примем для простоты расчётов)

• Пластовое давление снижается вследствие истощения

2. Примеры задач, стоящих перед инженером пласта/ промысловым геологом.

Разработать статическую геологическую модель:

• Вертикальной непрерывности коллектора

• Боковой непрерывности коллектора

• Распределения петрофизических свойств

• Распределения эффективной и общей мощности

• Волюметрики коллектора: пластовые запасы

• Первоначального Газо-Нефте-Водяного контакта

• Современного Газо-Нефте-Водяного контакта

3. Компоненты систем добычи УВ.

4. Свойства пластовых флюидов.

5. Коллекторские свойства пласта.

•Два основных свойства горных пород:

• Пористость:

– Свободное пространство

• Проницаемость:

– Возможность жидкости течь через породу

Самые распространенные коллектора

• Песчаники ~ 60%

• Карбонаты ~ 39%

6. Пористость

Пористость – отношение порового пространства в породе к суммарному объему породы.

• Пористость зависит от формы и укладки зерен

• Изменяется от 5 до 30%

– Прямая: образуете в процессе отложения

– Вторичная: образуется после отложения

• Если пласт состоит из плотно упакованных зерен различного размера, пористость =10%

Если зерна по форме напоминают свободно уложенные кирпичи, пористость = 1%

Три типа пористости:

1. Соединённая каналами

– Большинство пор соединено между собой каналами

2. Соединённая

– Единичные поры соединены

3. Изолированная

– Поры не соединены

• 1 + 2 = Эффективная пористость

• Отношение эффективной пористости к общей пористости

Что влияет на пористость?

– Сортировка – Округлость и гладкость зёрен – Компактность упаковки – Распространение вторичной пористости – Тип упаковки и цемента

Как найти пористость?

• Каротаж - > Общая пористость (косвенный метод) (– Акустический каротаж – Нейтронный каротаж

– Плотностной каротаж)

• Исследование керна - > Эффективная пористость (прямой) (– Насыщение водой – Насыщение газом

– Насыщение ртутью)

7. П роницаемость.

8. Фазовые проницаемости.

• Количество воды на единицу объёма =f (Sw)

• Количество углеводорода на единицу объёма = f (1 - Sw)

• Абсолютная проницаемость = проницаемость через породу, если существует только одна фаза

• Эффективная (фазовая) проницаемость = проницаемость одной из фаз

• Относительная проницаемость =эффективная /абсолютную проницаемость

9. Фазовые переходы природных углеводородов.

10. Теории образования углеводородов.

• Органическая теория – Образовались в результате сложного химического разложения останков

растений и животных. Основной принцип: образование-перемещение-отложение

• Неорганическая теория – В результате химической реакции между углекислым газом, карбонатов и различных неорганических соединений в земной коре

11. Структуры для отложения углеводородов.

• Пять необходимых факторов для отложения:

– Материнская порода (Sourcerock)

– Канал миграции

– Пласт для аккумуляции (Reservoir)

– Трап

– Покрышка (caprock)

12. Залежи углеводородов в природном состоянии.

Нефть, газ, газогидраты

Образование скоплений УВ

• Необходимы факторы:

1. Источник УВ – «материнская порода», продуцирующая УВ

2. Наличие каналов\условий миграции УВ

3. Порода-«коллектор», вмещающая УВ

4. Наличие ловушки УВ

5. Наличие породы-«покрышки»

13. Понятие залежи, возможные структуры, границы.

14. Стратиграфические несогласия, водонефтяные и газонефтяные контакты.

Н есогласованное напластование – поверхность, отделяющая одну группу пластов от другой, более

молодой, группы пластов.

15. Энергетическая характеристика залежей нефти и газа.

• Основные энергетические характеристики структур:

– Достаточное пластовое давление

– Изолированность – возможность сохранения.

– Быть достаточно крупной с экономической точки зрения.

16. Механизмы истечения нефти из пласта. (см 1 часть)

17. Извлекаемость запасов.

18. Н акопленная добыча.

19. Переходный, Установившийся, Псевдо-установившийся режимы (Transient, Steady-State, Pseudo-SteadyState)

Переходный (Transientflow)режим

• Со временем работы насоса, размер невозмещённой области увеличивается, но жидкость продолжает поступать для возмещения потерь.

• Время между началом запуска насоса ивременем, когда все точки поверхности жидкости будут под влиянием насоса, называется «переходный» режимом.

• Значительную роль играет вязкость жидкости

Псевдо установившийся(Pseudosteady State) режим

• Когда вся поверхность жидкости движется под влиянием насоса, уровень во всех точках начинает уменьшатся с одинаковой скоростью независимо от свойств жидкости

Установившийся (Steady-state)режим

• Отобранная жидкость закачивается со стороны границы ёмкости

• Установившийся режим подразумевает, что уровень в каждой точке поддерживается постоянным

20. Коэффициент продуктивности, Характеристики продуктивности (IPR – Inflow Performance Relationships \ индикаторная диаграмма «депрессия-дебит»)

Коэффициент продуктивности (Jo, STB/day/psi)– возможность скважины давать приток через известную разницу давлений. Jo=q(t)/(Pср – Pwf), Pср - Среднее давление в области дренирования, psia, Pwf - Давление притока в скважине, psia, q(t) - Приток, STB/day

Коэффициент продуктивности - функция большого числа параметров. Основные из них:

– Геометрия скважины и пласта

– «Скин»-фактор, S

– Радиус дренирования

Параметры диаграммы депрессия-дебит газонасыщенных пластов. Для описания уравнений диаграммы

«депрессия-дебит» газонасыщенных пластов необходимо определить 5 параметров:

– Теоретически максимальный дебит – qmax

– Дебит насыщения – qb

– Давление насыщения – Pb

– Коэффициент продуктивности – J

– Пластовое давление – Pr

Таким образом, для каждого момента добычи существует 5 параметров, описывающих диаграмму «депрессия-дебит».

• Давление насыщения можно определить из образца нефти лабораторным способом

• 2 параметра можно определить с помощью уравнения совмещения и касательной

Остаётся найти 2 параметра, чтобы построить диаграмму депрессия-дебит газонасыщенного пласта

• Для нахождения параметров достаточно получить 2 тестовых значения добычи (Pwf xQ) на диаграмме

• Возможны 4 ситуации

– Обе точки выше давления насыщения

– Одна точка выше, другая ниже давления насыщения

– Обе точки ниже давления насыщения и qb ≥ 0(перенасыщенный пласт)

– Обе точки ниже давления насыщения и qb< 0(насыщенный пласт)

21. Зона дренирования.

• В любую точку времени давление распределяется по некоторым радиусам

• Способность течения связано с изменением давлений.

• “Радиус дренирования” соответствует максимальному радиусу от скважины, где давление наибольшее.

22. Повреждение призабойной зоны, скин-фактор, влияние на эксплуатационные характеристики.

Повреждение призабойной зоны. • Основная потеря давления происходит в 3-5 футах от скважины.

– Чем жидкость ближе к призабойной зоне, тем меньше площадь через которую течёт, площадь = (2prh)

– Потери давления тем больше, чем ближе к призабойной зоне.

Как правило, призабойная зона наиболее повреждённая часть пласта

С кин-фактор• Определение, при постоянном потоке через все радиусы, s,

• Проницаемость пласта - k; проницаемость повреждённой зоны –ks

Общий скин (ST) это комбинация пластового и псевдо-скина. Значение определяется напрямую из теста по добыче.

Пластовый скин:– Определяется математически как тонкий слой, создающий основную часть потери давления в призабойной зоне.

– S > 0 Повреждённый пласт

– S < 0 Интенсифицированный пласт

– S = 0 Не поврежденный и неинтенсифицированный

Псевдо-скин (механический):– Включает потери давления на турбулентность, на перфорацию и на другое оборудование.

Примеры скина: Псевдо-скин:– Добыча -->турбуленция, – Разрушена колонна, перфорация – Частичное проникновение / Частичная перфорация– Низкая плотность перфорации (Shots/ft)

Пластовый скин:– Глины– Органические/смешанные отложения– Эмульсии– Водный блок– Изменение смачиваемости– Бактерия

23. Особенности добычи из горизонтальных скважин.

Горизонтальные скважины имеют большую площадь соприкосновения с пластом

24. Используемое оборудование при эксплуатации пласта в двухфазном режиме.

25. Потери давления в добывающей системе.

Основная потеря давления происходит в 3-5 футах от скважины.

– Чем жидкость ближе к призабойной зоне, тем меньше площадь через которую течёт, площадь = (2prh)

– Потери давления тем больше, чем ближе к призабойной зоне.

26. О пыт Дарси для однофазной фильтрации.

В терминах КП уравнение Дарси выглядит:

27. Свойства насыщенной нефти; Уравнение Дарси для двухфазной фильтрации

Для двухфазной фильтрации характерно:

•Свойства жидкостей – функция давления и температуры

•КП не постоянен

• Вводим объемный коэффициент

• Насыщенный (Saturated) пласт Pr £ Pb– свободный газ присутствует в «газовой шапке». • Пластовое давление –Pr• Давление насыщения –Pb

28. Корреляция по Вогелю и др.

Вогель анализировал решение для особых условий:

– Способ добычи – растворённый газ

– Нет воды в системе

– Перенасыщенный пласт – добыча при давлении ниже давления насыщения

П опытка описать уравнением

П одставляя условия на границах, получаем:

29. Продуктивность газонасыщенных скважин(см 20).

30. Уравнение «депрессия-дебит» (IPR) (см выше).

31. Нахождение параметров уравнения «депрессия-дебит» (IPR).

32. У равнение совмещённых диаграмм «депрессия-дебит» (IPR).

33. У равнение «депрессия-дебит» для добывающего оборудования (ОPR).

34. Т очка равновесия диаграмм «депрессия-дебит».

35. Предсказание добычи. Методы увеличения добычи.

Предсказание добычи • Эволюцию пластового давления, обводнение, соотношение нефть-вода можно рассчитать с помощью уравнения материального баланса

• Изменение пластовых параметров зависит от механизма добычи

• Расчет пластовых параметров поможет инженеру по добыче спроектировать добывающую систему и способы её оптимизации.

Допущения для предсказания добычи:

• Давления сепаратора постоянно и известно

• Диаграмма добывающего оборудования (Outflow Performance) не изменяется в процессе добычи (в реальном случае меняется – примем для простоты расчётов)

• Пластовое давление снижается вследствие истощения

Три способа увеличения добычи с помощью смещения точки равновесия добывающей системы:

1. Изменить параметры системы для снижения потерь на трение:

• Увеличить размер штуцера

• Диаметр НКТ

• Диаметр труб поверхностного оборудования

• И т.д.

2. Изменить состав добываемых жидкостей:

• Соотношение Газ-Жидкость

• Соотношение Нефть-вода

• Ингибиторы глин

• Ингибиторы парафинов

3. Увеличение способности пласта передавать большее количество жидкостей за счёт:

• (ППД) закачка газа и воды

• Технологий интенсификации

• Технологии перфорации

Во всех предыдущих случаях добывающая система может быть способна работать под действием только силы пластового давления

36. Расчет дебитов добывающих скважин

37. Пластовое давление, вязкость пластового флюида – влияние на добычу.

Пластовое давление может регулироваться путем закачивания в пласт газа, воды

Вязкость - Способность «сопротивляться» потоку.

• Единица измерения синтипуаз, (cp)

• Важен для расчётов потока в

– пласте

– трубах

• Сложно предсказать

• Увеличение температуры влечёт уменьшение вязкости

• Для нефти уменьшается с ростом давления

– Выше насыщения: уменьшается вязкость

– Ниже насыщения: увеличивается вязкость

Вязкость добываемой жидкости можно менять (в определенных пределах)

–Закачка растворителей в пласт

–Закачка пара

–Изменение температуры прискважинной зоны

38. Изменение параметров добывающей системы. Искусственный лифт.

39. Воздействие на призабойную зону: вскрытие пласта, кислотные обработки, ГРП.

Гидравлический разрыв пласта

Увеличение продуктивности скважины за счёт создания высокопроводящего канала по сравнению с пластовыми х-ми.

Трещина прорывает повреждённую призабойную зону.

Размер трещины ограничен двумя параметрами:

– Радиус дренирования

– Стоимость

ГРП: Закачка жидкости выше давления разрыва пласта.

Основная цель:

– Увеличить эффективный радиус скважины с помощью трещины длины XL с проводимостью

больше пластовой. Проводимость ( CfD ) = KfWf / KeXf

Кислотное ГРП

Забойное давление при закачке выше давления разрыва

Кислота реагирует с породой

Трещина «протравлена»

Пласт остаётся цельным без повреждения трещины

40. Фактический и эффективный радиус скважины.

После грп: При помощи корреляций находится эффективный радиус скважины

41. Расчет дебита в переходном и псевдо-установившемся режимах. Материальный баланс флюидов.

42. Расчет потенциального дебита скважины при проведении воздействия на призабойную зону (ГРП, кислотная обработка).

Д ебит после ГРП рассчитывается по формуле

43. Дебит горизонтальной скважины. Латеральная и вертикальная анизотропия коллекторских свойств пласта.

44. С равнение дебитов горизонтальных скважин и вертикальных скважин с ГРП. Обоснование выбора метода эксплуатации.

45. Исходные данные, необходимые для оценки и расчетов потенциала скважины, планирования мероприятий по оптимизации добычи; методы получения таких данных.

46. Каротаж. Первичный каротаж (открытый и обсаженный ствол).

47. Промысловый каротаж

48. Оценка параметров исходя из истории эксплуатации целевой и окружающих скважин.