Система ППД, и применение методов повышения нефтеизвлечения

В технологии разработки месторождения Тенгиз, в частности, 1 объекта разработки рассматриваются два метода поддержания пластового давления: заводнение и закачка попутного газа. При выборе метода повышения нефтеизвлечения важное значение, имеет учёт параметров конечной нефтеотдачи в сопоставлении с затратами на их достижение, которые потребуются для строительства и эксплуатации технических сооружений, необходимых для практической реализации методов. Состав сооружений формируется на основании требований к качеству рабочего агента.

В эксплуатационных скважинах месторождения Тенгиз проводится определённый объём работ, связанный с исследованиями и стимуляцией скважин. Сюда относятся PBC (КВД — кривая восстановления давления), импульсное испытание (гидропрослушивание), PTT (кратковременный тест давления), PLT (дебитометрия или эксплуатационный каротаж), SGS (замер статического градиента давления), MDT (модульно-динамический пластоиспытатель), Aсid Stimulation (соляно-кислотные обработки).

КВД тест — испытание, где восстановление давления, вызванного закрытием скважины, регистрируется и анализируется. Интерпретация кривой восстановления давления позволяет рассчитать свойства коллектора. Существует два вида КВД, проводимых на Тенгизе:

Краткие (6−12 часов) испытания, проводимые в конце работ эксплуатационного каротажа.

Длительные КВД испытания, которые длятся от 14 до 30 дней.

Краткосрочное испытание КВД является стандартным испытанием, проводимым в конце каждого проведения эксплуатационного каротажа. Так как эксплуатационный каротаж уже имеет манометр давления в качестве части инструментальной колонны, испытание не требует дополнительной работы по скважине. Данное испытание проводится путём фиксирования инструмента эксплуатационного каротажа по точкам в середине интервала перфорации во время работы скважины при стабильном режиме в течении нескольких часов. Затем скважина закрывается и показания восстановления давления контролируются в течение 6−12 часов. Времени испытания обычно достаточно для обеспечения оценки проницаемости околоствольной зоны скважины и скин-эффекта.

Длительная запись КВД требует установки манометров давления, работающих на батареях, на нижней части насосно — компрессорных труб. Затем скважину начинают эксплуатировать в течение одной или двух недель при одном постоянном или двух различных дебитах. После этого, скважина закрывается на срок от двух до четырех недель. Длительная запись КВД позволяет определить пластовое давление намного точнее, чем при краткосрочном испытании.

Импульсное испытание включает в себя замер измененного давления в одной скважине, вызванного изменением дебита в соседней скважине .

В исследуемой скважине регистраторы давления спускают в забой скважины. В действующей скважине, которая расположена рядом с исследуемой скважиной, уровень добычи первоначально поддерживается в стабильном режиме. Импульсы давления затем создаются в действующей скважине путем закрытия скважины и повторного запуска. Обычно несколько импульсов вводятся для создания отчетливого сигнала импульса давления, который можно легко обнаружить в исследуемой скважине.

Время ожидания определяется как время, затрачиваемое на движение импульса от действующей скважины до исследуемой. Время остановки используется для непосредственного подсчета проницаемости. Амплитуда показаний может быть использована для определения общего объема заполнения скважины.

Основное применение этого метода планируется для оценки проницаемости и пористости в краевых и фланговых частях месторождения, там, где преобладает наличие естественных трещин.

Другим использованием этого метода является испытание на присутствие интервалов с высокой проницаемостью в платформенной части Тенгизского коллектора, который оценивается для закачки кислого газа. Так как время простоя зависит от проницаемости, быстрое получение импульса между парами скважин может указывать на наличие интервала с высокой проницаемостью.

На сегодняшний день импульсное испытание было выполнено только по скважинам T-1K/T-103.

Процедура дебитометрии (PLT) заключается в движении инструмента по стволу скважины в целях сбора данных качественной характеристики коллектора (проницаемость) и определения профиля притока в скважину.

Данные, полученные в остановленной скважине, необходимы для изучения перетока в стволе, который может свидетельствовать о дифференциальной депрессии коллектора. Определяется максимальная глубина спуска приборов для того, чтобы избежать забивания глубинного расходомера шламом на забое скважины. Время проведения PLT в целях техники безопасности ограничивается продолжительностью светового дня. Из этих же соображений сокращаются периоды остановки и добычи скважин, необходимые для стабилизации процесса отбора нефти, что имеет важное значение, так как изменения в дебите снижают надёжность в профиле добычи, рассчитанного по данным PLT.

Данные многократных спуско-подъёмов, маркированные по глубине, могут быть воспроизведены как на экране компьютера в любой момент на протяжении каротажной операции, так и зарегистрированы на каротажной диаграмме.

Основой количественной интерпретации является график, где отображены скорости кабеля и вертушечного расходомера максимально в трёх зонах одновременно. С помощью компьютера выполняется линейная непропорциональная регрессия полученных данных в каждой из трёх зон как для спуска, так и для подъёма и далее производится расчёт профиля одноили двухфазного притока.

В первую очередь рассчитывается скорость флюида, исходя из:

положительного или отрицательного предельного значения, отмеченного на нулевом потоке;

положительного или отрицательного пересечения линейной регрессии на калибровочном графике;

поправочного коэффициента профиля скоростей, учитывающего неравномерность скорости потока через полное сечение обсадной трубы.

Общая производительность определяется умножением полной скорости на площадь сечения, которая определяется по каверномеру или на соответствующий внутренний диаметр обсадной трубы. Это дополняет расчёт производительности в скважине для условий однофазного потока.

При двухфазном потоке необходимо добавить дифференциальный скважинный манометр и информацию о плотности обоих фаз скважинного потока, а также угол наклона ствола скважины.

Для смеси нефть-газ (без свободного газа) объёмное содержание нефти и воды рассчитывается по формуле:

_w=и _о=(1-Y_w), (2.1).

где:

Y_o и Y_w — объёмное содержание нефти и воды соответственно,.

— угол наклона ствола скважины,.

_log — плотность смеси по измерениям устройства дифференциального скважинного манометра,.

_о и _w — измеренные на месте плотности нефти и воды соответственно.

Смеси нефть-вода и вода-газ подсчитываются вышеописанным путём с использованием соответствующих значений плотностей. Необходимо отметить, что оперативная интерпретация не может рассматривать более двух фаз одновременно.

Следующий этап состоит в определении разности скоростей лёгких и тяжёлых фаз V_s.

Непосредственные скорости потоков нефти и воды вычисляются по формулам:

q_w= y_w[q₁ — A v_s (1 — y_w)] и q_o = q_t — q_w, (2.2).

где :

q_t — общая производительность скважины ;

А — площадь сечения обсадной трубы (или необсаженной скважины) минус площадь, занятая измерительным прибором, также может быть записана в виде:

1,4 (d² — 2.85), где d — внутренний диаметр обсадной трубы (или скважины) в дюймах.

Имеются две дополнительные отличительные черты:

способность преобразовать скорость в скважине в скорость на поверхности и, наоборот, используя библиотеку корреляции PVT.

Способность корректировки показаний дифференциального скважинного манометра на эффект трения, учитывая скорость флюида, скорость подъёма инструмента и тот факт, что отношение площади сечения к потоку уменьшается за счёт присутствия каротажного прибора.

В условиях нормальной производительности скважины поток уменьшается с увеличением глубины, показания вертушечного расходомера, зарегистрированные при подъёме, меньше, чем при спуске, на величину, приблизительно пропорциональную скорости флюида. Общий поток регистрируется автоматически, его значение берётся по шкале. Затенённая площадь диаграммы соответствует фазе нефти, остальная площадь — фаза производительности воды.

Если интерпретация осуществляется, базируясь на принципе от зоны к зоне, производительность показывается как наклонный профиль, с использованием линейной интерполяции от одной зоны к последующей, где можно наблюдать относительный вклад каждого перфорированного интервала.

Для определения надёжности замеров дебита Тенгизского месторождения использовались расчёты методом узловых потенциалов для давления и дебита, замеренных в ходе PLT. Собираются и регистрируются устьевые давления в ходе нескольких PLT с помощью преобразователя с высокой разрешающей способностью «Виатрон».

Отработка скважин при относительно низких дебитах в ходе PLT, во избежание слишком высокого напряжения на инструменте, не позволяет четко определить разницу в точности использованных методов определения дебита, так как потери давления при трении в 89-мм НКТ не очень велики. Результаты анализа методом узловых потенциалов, примененного при рассмотрении более высоких дебитов при испытании (Т-8, Т-104), позволяют убедиться, что дебиты, рассчитанные по PLT, являются самыми точными, за ними следуют расчёты дебитов по «Вортексу».

Модульный динамический пластоиспытатель. (MDT).

Модульный динамический испытатель пласта используется для измерения давления в коллекторе в необсаженных участках ствола. Этот прибор обычно применяется во всех новых и углубленных скважинах, если условия в скважине позволяют спустить прибор.

Основная работа с испытателем пласта — помещение зонда давления напротив пласта и получение точного замера пластового давления.

Модульный динамический пластоиспытатель имеет принципиальное применение при оценке пластовых давлений, градиентов давлений, анизотропии по проницаемости и при оценке PVT флюида.

Прибор МДТ состоит из индивидуальных модулей, которые могут быть собраны в комбинации для работы практически в любых ситуациях, возможных при отборе проб и испытании пластов .

Пластовое и гидростатическое давления измеряются высокоточным кварцевым манометром с высокой разрешающей способностью и быстрой реакцией на динамику давления. Электрическое сопротивление и температура пластового флюида измеряются датчиком, размещённым в линии потока жидкости.

Конфигурация прибора, включая модуль единичной пробы, позволяет проводить многоразовые замеры давления и отбор проб пластового флюида за один спуско-подъём в скважине. Существуют ёмкости для проб трёх размеров, а количество проб, извлекаемых за один спуско-подъём, ограничено только весом прибора.

Контроль сопротивления прибора позволяет сбросить в скважину фильтрат бурового раствора и произвести отбор реального пластового флюида. Модуль с большим числом пробоотборников позволяет отбирать шесть проб общим объёмом 450 см³ для PVT анализа. При конфигурации с многими отборниками, давление контролируется двумя пробами, а третья применяется для оценки вертикальной и горизонтальной проницаемости. Замеры проницаемости улучшены возможностью контролировать поток и объём флюида во время испытания.

Записываемые изменения давления анализируются на скважине при помощи специального программного обеспечения. По графику зависимости давления от времени можно судить о правильности выбранных параметров. График изменения производной давления от времени определяет режим фильтрации при восстановлении давления при сферическом режиме или режиме радиального потока. Графики анализа данных режимов могут быть использованы для расчёта проницаемости и получения величин экстраполированного начального пластового давления.

Замер статического градиента (SGS) выполняется на Тенгизе раз в два года по каждой эксплуатационной скважине. Процедура для замера статического градиента является следующей:

Скважина закрывается и в верхнюю часть ствола закачивается обессеренная сырая нефть. Закачка выполняется в целях безопасности и не влияет на показания давления.

Скважина остается закрытой для стабилизации давления. Устьевое давление контролируется, чтобы определить, когда давление стабилизировалось, так как каждая скважина на промысле снабжается устьевым электронным датчиком давления. Время стабилизации от 5 до 30 дней, в зависимости от скважины.

После периода закрытия, комплект двойных электронных датчиков давления, спускается в ствол на максимальную глубину точек на середине перфорации или максимальную глубину, возможную при заканчивании. Датчики находятся стационарно на точках в середине перфорации в течении 1 часа. После остановки на точках в середине перфорации, датчики поднимаются с 7−10 остановками на разных глубинах для определения точного градиента давления в забое ствола скважины.

Замеренное давление на точках в середине перфорации вместе с градиентом давления используется для экстраполирования давления до линии приведения минус 4500 м.

Во время 1-часовой остановки в забое, давление постоянно регистрируется для измерения окончательной тенденции восстановления давления. Это показано ниже с температурой (синего цвета) и давлением (красного цвета). В этом примере давление в конце периода консервации фактически слегка уменьшается из-за помех с окружающих скважин.

При необходимости после бурения и по результатам PLT проводится соляно-кислотная обработка скважин, так как основной целью всех методов освоения и интенсификации притока является очистка призабойной зоны и перфорационных каналов от загрязнений, образовавшихся в процессе бурения или капитального ремонта и восстановление естественной продуктивности пластов и скважин.

Существуют два метода интенсификации, которые используются на Тенгизе:

Кислотная обработка с гибкими НКТ Кислотный гидроразрыв.