Технологические режимы добывающих скважин

1. Технологические режимы добывающих скважин

КОРПОРАТИВНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР НК «РОСНЕФТЬ»
Отдел нефтяного инжиниринга
Технологические режимы
добывающих скважин
Учебный курс

2. Содержание

• Введение
– Назначение расчетов в технологическом режиме
скважин
• Данные для расчетов
• Расчет забойного давления
– Механизированные скважины
– Фонтанирующие скважины
• Расчет потенциала скважины
– Оптимизация режимов работы скважин
– Потенциал после проведения ГРП
• Возможности формы технологического режима
скважин в Excel

3. Назначение техрежима скважин

• Технологический режим добывающих скважин
– рабочий инструмент для мониторинга
текущего состояния фонда скважин и оценки
добывного потенциала скважин
• Задачи техрежима
– Выявление лучших скважин с точки зрения
имеющегося потенциала добычи нефти
– Сбор основных показателей и расчет потенциала
добычи нефти по всему фонду скважин

4. Последовательность расчета потенциала скважин

Статические данные + Ежемесячные замеры
Забойное давление
Коэффициент продуктивности
Потенциал скважины после оптимизации
Оценка проницаемости пласта
Скин-фактор после ГРП
Коэффициент продуктивности
Потенциал скважины после ГРП

5. Корректность данных

• Корректность расчетов потенциала скважин
зависит от корректности исходных данных.
Ввод данных в тех. режим
Расчет потенциала скважин
Формирование списков ГТМ
• Неправильные данные на входе дают
неправильный результат на выходе!

6. Типы данных

Организационная привязка
Конструкция скважины
Оборудование
Текущие замеры
– Дебиты
– Давления
– Уровень
• Физико-химические свойства и
скин-эффект

7. Расчет забойного давления механизированных скважин

8. Расчет забойного давления механизированных скважин без учета газа

Рзаб = Рзатр + P1 + P2
P1 = r н × g × ( H сп - H д )
P2 = r ж × g × ( H вд - H сп )
Hд
Рзатр
Р1
Рзаб
H сп
Р2
rж
- плотность газо-водо-нефтяной смеси
rн
- плотность газо-нефтяной смеси
H вд

9. Расчет динамического уровня по забойному давлению

Расчет «снизу вверх»
Динамический уровень
Давление равно затрубному
давлению
Изменяется плотность нефти
Учитывается всплытие газа
Уровень приема насоса
Вычисляется расход газа в
затрубном пространстве, через
коэффициент сепарации насоса
Изменяется плотность нефти
Учитывается выделение газа из нефти
Уровень давления насыщения
Плотность нефти и воды =
плотности в пластовых условиях
Забойное давление
Начинается выделение газа

10. Исходные данные для расчета забойного давления механизированных скважин с учетом газа

Конструкция скважины
Hвд,
Hвд, м
м
Удл,
Удл, м
м
Hсп,
Hсп, м
Dэ/к,
Dэ/к, мм
Dнкт,
Dнкт, мм
мм
При расчете забойного давления учитывается:
•Наличие газа в стволе скважины
•Изменение плотности нефти при разгазировании
Замеры
Qж,
Qж, м3/сут
м3/сут
Обводен.,
Обводен., %
Hдин,
Hдин,
Pзатр,
Pзатр, атм
атм
Физ-хим свойства
Рнас,
Рнас, атм
атм
ГФ,
ГФ, м3/т
м3/т
Пл.
Пл. неф.,
неф., г/cм3
г/cм3
Bo,
Bo, м3/м3
м3/м3
Пл.
Пл. воды,
воды, г/cм3
г/cм3
Bw,
Bw, м3/м3
м3/м3
Параметры пласта
Темп.,
Темп., K
K
Макрос расчета
забойного давления
механизированных
скважин
Pзаб
Параметры конструкции скважины
Нвд
- измеренная глубина верхних дыр перфорации, м.
Удл
- удлинение для глубины верхних дыр перфорации, м.
Нсп
- измеренная глубина спуска насоса, м.
D э/к
- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
D нкт
- внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
Замеры
Qж
- дебит жидкости, м3/сут.
Обводен.
- обводенность, %.
Hдин
- динамический уровня скважины, м.
Pзатр
- затрубное давление, атм.
Pпл
- пластовое давление, атм.
Физ-хим свойства
Рнас
- давление насыщения, атм.
ГФ
- газовый фактор, м3/т.
Пл. нефти
- плотность нефти в стандартных условиях, г/cм3.
Bo
- объемный коэффициент нефти, м3/м3.
Пл. воды
- плотность воды в стандартных условиях, г/cм3.
Bw
- объемный коэффициент нефти, м3/м3.
Параметры пласта
Темп.
- температура пласта, K

11. Пример расчета забойного давления

Скважина 603 Северно-Баганского месторождения
Конструкция скважины
Hверх. дыр
3289
Удл
124
H насоса
2000
коэф. сеп.
0,7
Д э/к
142,9
Д НКТ
73
H
10
м
м
м
мм
мм
м
Замеры
Qж
обводен
Qн
Qв
Hдин
Pзатр
Pпл
155
0
0
0,155
637
24,5
235
м3/сут
%
т/сут
м3/сут
атм
атм
Физ -хим свойства
Рнас
138
ГФ
130
пл. неф.
0,883
Bo
1,05
пл. воды
1,08
Bw
1
атм
м3/т
г/cм3
м3/м3
г/cм3
м3/м3
Учёт наличия газа дает поправку к
расчетному забойному давлению 10
атм.
«Серая» зона на графике
соответствует ситуации когда
давление на приеме насоса выше
давления насыщения. В этом случае
газа в затрубном пространстве нет.

12. Анализ чувствительности к исходным данным при расчете забойного давления механизированных скважин

Параметры влияющие на расчет забойного давления:
•Динамический уровень;
Для корректной оценки забойного давления
замеры параметров должны быть проведены
одновременно
•Затрубное давление;
•Дебит жидкости и обводненность;
•Физико-химические свойства флюидов:
•Газовый фактор, давление насыщения;
•Плотность нефти;
•Объемный коэффициент нефти.
Зависимость забойного давления от затрубного, при
фиксированной дин. уровне
Динамический уровень от давления на забое
50
180
0
160
200
Динамический уровень, м
Забойное давление, атм
200
140
120
100
80
60
40
20
100
давление на забое, атм
150
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0
0
10
20
30
40
50
60
2000
Затрубное давление, атм
Изменение затрубного давления на 10 атм. Может
привести к изменению забойного давления на 30 атм.
Изменение динамического уровня на 200 м. Может
привести к изменению забойного давления на 15 атм.
В некоторых случаях неопределенность может достигать
больших величин

13. Уточнение забойного давления

Более точно оценить значение забойного давления при высоком
содержании газа можно при помощи отжима динамического уровня (серии
замеров затрубного давления и динамического уровня при закрытой
затрубном задвижке). Отжим уровня позволяет:
•рассчитать расход свободного газа в затрубном пространстве
•рассчитать забойное давление с учетом наличия в затрубном
пространстве режимов течения газа с высоким газосодержанием «пены».
Изменение забойного давления при исследовании
Замеры отжима дин. уровня
1400
60
1200
50
200
40
800
30
600
20
400
10
200
0
0
50
100
150
200
250
t, мин
Нд (м)
Рзатр (атм)
300
0
350
Рзаб, атм
Нд, м
1000
250
150
100
50
0
0
50
100
150
200
Время, мин
250
300
350

14. Расчет забойного давления фонтанирующих скважин

15. Расчет забойного давления

pth
При заданном устьевом давлении
на забое
h1
d1
p1
pwf
pth
давление
вычисляется по следующей формуле:
pwf = pth + p1 + p2 ,
где
p1
НКТ,
- перепад давления при течении жидкости в
p2
- перепад давления при течении жидкости в
обсадной колонне. В сумме эти два перепада
h2
d2
p2
pwf
давления создают перепад давления между устьем и
забоем скважины.

16. Исходные данные для расчета забойного давления фонтанирующих скважин с учетом газа

Конструкция скважины
Hвд,
Hвд, м
м
Удл,
Удл, м
м
Hсп,
Hсп, м
Dэ/к,
Dэ/к, мм
Dнкт,
Dнкт, мм
мм
Замеры
Qж,
Qж, м3/сут
м3/сут
Обводен.,
Обводен., %
Pбуф,
Pбуф, атм
атм
Физ-хим свойства
Рнас,
Рнас, атм
атм
ГФ,
ГФ, м3/т
м3/т
Пл.
Пл. неф.,
неф., г/cм3
г/cм3
Bo,
Bo, м3/м3
м3/м3
Параметры пласта
Темп.,
Темп., K
K
При расчете забойного давления учитываются:
•Наличие газа в стволе скважины
•Изменение плотности нефти при разгазировании
•Потери давления на трение в стволе скважины
Макрос расчета
забойного давления
фонтанирующих
скважин
Pзаб
Параметры конструкции скважины
Нвд
- измеренная глубина верхних дыр перфорации, м.
Удл
- удлинение для глубины верхних дыр перфорации, м.
Нсп
- измеренная глубина спуска насоса, м.
D э/к
- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
D нкт
- внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
Замеры
Qж
- дебит жидкости, м3/сут.
Обводен.
- обводенность, %.
Hдин
- динамический уровня скважины, м.
Pбуф
- буферное давление, атм.
Pпл
- пластовое давление, атм.
Физ-хим свойства
Рнас
- давление насыщения, атм.
ГФ
- газовый фактор, м3/т.
Пл. нефти
- плотность нефти в стандартных условиях, г/cм3.
Bo
- объемный коэффициент нефти, м3/м3.
Параметры пласта
Темп.
- температура пласта, K

17. Распределение давления в стволе скважины

pth
h
pwf
Плотность жидкости в
НКТ изменяется по мере ее
подъема за счет:
•уменьшения средней
плотности смеси за счет
появления свободного газа,
выделяющегося из нефти по
мере уменьшения давления;
•изменение плотности
нефти и воды с изменением
давления и температуры.
Для расчета параметров многофазного потока используется
метод Beggs&Brill. Для расчета коэффициента трения
используется метод, предложенный Moody

18. Кривая эффективности лифта

Забойное давление, атм
Кривая эффективности лифта
pwf
Q
График зависимости забойного давления от дебита – кривая эффективности лифта

19. Расчет потенциала скважин при оптимизации режима работы

20. Расчет потенциала скважины после оптимизации

Определение текущего
коэффициента продуктивности
ì
ï
ï
ï
К пр = í
ï
Р
ï Рпл - Рнас + нас
1.8
ïî
Определение потенциального дебита
при целевом забойном давлении
Qж
, Рзаб ³ Рнас
Рпл - Рзаб
Qж
æ
æР ö
æР ö ö
× ç1 - 0.2 × ç заб ÷ - 0.8 × ç заб ÷ ÷
ç
è Рнас ø
è Рнас ø ÷ø
è
2
, Рзаб < Рнас
Qжопт
ì
ïï
æ
=í
ç Рпл пр ×
ï KР
ç
ïî
è
¢ ),
KР
пр × ( Р
пл - заб Р
¢Р ³
заб
нас
2
æ Рзаб
¢
¢ ö öö
Рнас æ
Рзаб
÷,
× ç1 - 0.2 ×
- 0.8 × ç
÷ ÷÷ Р
нас +
1.8 ç
Рнас
Р
è нас ø ø ÷ø
è
¢Р <
заб
Индикаторная кривая
Необходимые данные для расчета
потенциала:
350
• Пластовое давление
250
• Дебит жидкости
• Целевое забойное давление
• Давление насыщения
Заб. давление, атм.
• Забойное давление
Индикаторная
кривая скважины
300
200
150
Давление насыщ ения
Поправка
Вогеля
100
50
0
0
20
40
60
80
100
120
140
Дебит жидкости, м3/сут
Расчет потенциала скважины после оптимизации режима работы основан на
построении индикаторной кривой скважины по данным фактической эксплуатации
нас

21. Расчет потенциала скважин после проведении ГРП

22. Расчет продуктивности скважины после ГПР

Расчет производительности
скважины после ГРП основан на
коэффициенте продуктивности
скважины полученном данных
эксплуатации (дебита жидкости,
пластового давления и рассчитанного
забойного давлений)
Производительность скважины после
ГРП существенно зависит от
проницаемости пласта
о тр и ц ате л ь н ы й ск и н -ф а к то р
п о сл е Г Р П
Зависимость скин-фактора после ГРП
Рзаб
Рпласт
Qж
Коэффициент продуктивности
по данным эксплуатации
Оценка проницаемости пласта
Скин-фактор после ГРП
7
6
Коэффициент продуктивности
после ГРП
5
4
3
2
Потенциал скважины после ГРП
1
0
1
10
100
Проницаемость пласта, мД
1000
10000

23. Расчет потенциала скважины после ГРП

Определение коэффициента продуктивности после
проведения ГРП
=
КН
æ æ re
18.4 × Bн × m × ç ln ç
è è rv
ö
ö 3
¢
÷- 4+S ÷
ø
ø
Qжобщ
¢ ) , Рзаб
¢ ³ Рнас
ì
К прГРП × ( Рпл - Рзаб
ïï
2
æ
= í ГРП æ
æ Рзаб
¢
¢ ö öö
Р
Р
нас
заб
¢ < Рнас
ï К пр × çç Рпл - Рнас + 1.8 × çç1 - 0.2 × Р - 0.8 × ç Р ÷ ÷÷ ÷÷ , Рзаб
нас
нас
è
ø
ïî
è
øø
è
Расчет потенциала после ГРП при сохранении забойного
давления
Расчет потенциала после ГРП с учетом оптимизации режима
работы скважины
350
350
Рабочая точка
до ГРП
300
Рабочая точка
до ГРП
300
250
Заб. давление, атм.
Заб. давление, атм.
К
ГРП
пр
Определение потенциального дебита после ГРП при целевом
забойном давлении
Рабочая точка
после ГРП
200
150
100
250
200
Рабочая точка
после ГРП
150
100
после ГРП
50
Q
Q
50
до ГРП
0
0
0
50
100
150
200
Дебит жидкости, м3/сут
250
300
350
0
50
100
150
200
Дебит жидкости, м3/сут
250
300
350

24. Использование формы технологических режимов добывающих скважин

25. Встроенная автоматическая проверка данных

Программа обладает возможностью проверки
данных технологических режимов скважин более
чем по 30 критериям.
Проверяется:
• Наличие данных
(замеры, конструкция, PVT…);
• Попадание в диапазон
(0≤Обводненность ≤100);
• Соответствие данных
(Нд<Нсп, Pпл>Рлин).
Результаты:
• Сводная таблица ошибок;
• Индикация ошибок цветом;
• Текстовые комментарии к
каждой ошибке.

26. Слияние файлов технологических режимов

Программа обладает возможностью объединения
данных нескольких технологических режимов.
•Позволяет выбирать
файл для объединения
•Добавление данных в
конец списка
•Применение
расчетных формул для
вставленного диапазона
записей

27. Детальный анализ скважины

Программа обладает возможностью более
детального анализа режима работы
механизированных и фонтанирующих скважин
•Визуализируется
конструкция скважины и
оборудования
•Отображается
индикаторная кривая и
рабочие точки
•Отображается график
зависимости забойного
давления от динамического
уровня