Интерактивный курс для разработчика в нефтегазовой отрасли

1.

Пособие: Интерактивный курс для разработчика в нефтегазовой отрасли
1. Основы геологии (формирование, строение и залегание залежей). Свойства пласта и пластового флюида.
1) Нефтеная.
2) Газовая.
3) Свойства пласта и пластового флюида. ГОСТ на качество нефти. Основные зависимости.
2. Основы строительства скважин.
1) Контрукция скважин, этапность строительства, подбор конструкции ГУ (накл, ГС, МЗС и пр.).
2) Очередность разбуривания (упоминине про ГИС).
3) Сопровождение бурения (геостиринг).
6) Заканчивание скважин (определение компоновки заканчивания, необходимые расчеты АУКП, нагрузок и
т.д.).
7) ГТИ (что такое и что получаем на выходе).
5. ГИС, ПГИС, испытания.
1) Основы геофизики (каротажи, для чего нужен каждый каротаж и краткая физика процесса).
1) ГИС в процессе бурения.
2) После цементирования (ГИС ОКЦ).
3) Расширенный ГИС (ЯМК, литосканер и пр.).
4) Испытания: ОПК, ГДК, стресс-тесты.
5) В процессе эксплуатации (ПГИС виды, для чего, что получаем; гидропрослушивание)
6. ГТМ.
1) Виды, общая схема (не забывать по нефтяные и газовые отдельно).
2) Методы определения проблем (ПГИС «об этом подробно рассказываем ранее, тут только немного пояснить что
получаем на выходе» .
3) Методы решения (тут расказать про самые популярные и часто используемые виды, с технологиями и
результатами).
3. Основы эксплуатации скважин.
7. Новаторство (различные технологии, составы, программные продукты и пр., рассказываем про самые
1) Освоение, вывод на режим, подбор габарита УЭЦН, подбор оптимального режима экс-ии.
эффективные).
2) Способы эксплуатации при различных режимах скважины (нефть/газ).
3) Проблемы эксплуатации и методы решения (подродно методы будут описываться в главе ГТМ, тут только
8. Формирование основной проектной документации.
проблемы и решения вроде привинтивных мер).
ПТД, ПСД, РБ, БП, ГБ, ГП, дело скважины, ТСР, ДТСР, ППЭ и пр. (это больше узнать у ЮА).
9. Краткие основы экономики (расчет от реализации проекта «добавить в кейс!!!»).
4. Разработка месторождений.
1. Базовые основы процессов поведения давлений в системе «пласт-скважина-поверхность». при разработке
нефтяных и газовых залежей (что происходит с давлениями, ми изменении свойств пласта и флюида и пр.). 10. Краткие основы Excel для разработчика.
1) Нефтегазовая залежь. Контактные запасы. Что такое ЗСВ (упомянуть про ОФП)
11. Справочник (с гиперссылками на инф-ю в пособии).
2) Нефтегазовая залежь. Неконтактные запасы.
3) Газовая залежь.
12. Рабочая тетрадь (в ней подсчет темпов падения, расчет добычи, расчет давлений, расчет запускных и
4) Хронология поведения системы «пласт-скважина-поверхность», взаимосвязи давлений, цепочка
накопленных параметров на скважину), сюда можно и добавить кейсы.
зависимостей.
-1-Нефть.
-2-Газ.
1) Принципы р-ки месторождений нефти и газа (системы, сетки, постулаты и пр., карты разработки (ОИЗ, НИЗ,
тек./нак. Отборы, обозначения к ним).
2) Цикл жизни месторождения, основные пункты на этих этапах.
3) Цели и результаты построения моделей (ГМ, ГДМ, геомех.).
4) Подсчет и оценка запасов (модель, мат.баланс; оценка ОФП, расчет ОФП по скв., категории запасов).
5) Подсчет и оценка темпов падения.
6) Расчеты и оценка накопленных и заускных параметров на скважину.
7) Оценка взаимовлияния скважин при эксплуатации.
8) Оценка влияния единичной скважины и группы скважин, на инфраструктуру.
9) Структура цепочки движения нефти от пласта до потребителя. (затронуть транспорт в части разработки)
10) Блок группировки информации для мониторинга за разработкой (какая информация нужна для свода
данных, что в итоге хотим видеть по результату) (интегрированная модель).
Везде изображения, основная мысль - уклон на визуализацию всех процессов, оборудования, технологий,
расчетов и пр.
Везде примеры с производства (возможно ссылку в каждом пункте и в конце пособия свод этих. примеров).
Везде пояснения к картинкам.
Везде ссылки на литературные источники, статьи.
Основные понятия описываются в процессе всего пособия при первой встрече этого слова, также в конце
«справочник», где будут все понятия, сокращения, на которые можно будет просто нажимать, и они
перебрасывают гиперссылкой на нужную страницу (в скобках для печатного варианта бует стоять номер
страницы).
Кейсы по некоторым пунктам.
Контрольные вопросы после каждого пункта, либо главы, для понимания процесса.
Побольше блок-схем принятия решения и пр.

2.

Изображение визуализирует давление в различных точках в процессе эксплуатации, а также помогает понять процесс течения нефти по пласту . Формулы являются
вспомогательными,
Рбуф
Рлин
Рзатр
Устье
Прямая задача – поиск максимальной
Обратная задача – поиск Ндин, при
депрессии, при минимально допустимом оптимальной депрессии
Ндин
Рзатр
Рзаб=Рзатр+Р1+Р2 dРopt=Рпл-Рзаб
Р1=ρгжсg(Нсп-Ндинmin) Р1=Рзаб-(Рзатр+Р2)
Р2= ρгжсg(Нгор-Нсп) Hдин(dPopt)=Нсп-Р1/pg
dРmax=Рпл-Рзаб
Ндин
Рприем
Р1
Нсп
Рзаб
РГРП>Ргорн
Ргорн=Рпл+Рпор=const
Р2
ГНК
х
х
х
х
dP
х
х
х
х
Нгор
ВНК
Рпл
Контур питания
Рпор
Рпл

3.

Состояние резервуара в процессе разработки
(Рпл, Рзаб, ОФП, запасы нефти, газа, воды,
контакт)

4.

Cистема «пласт-сквазина-поверхность»

5.

От чего зависит значение Рнас:
От соотношения объемов нефти и газа.
От температуры пласта.
Рнас
Рнас – равновесное давление, при котором (с учетом постоянных Рпл и t⁰C) из
флюида начинает выделяться первый пузырек газа (в пластовых условиях при Рпл.
Рнас
Давление насыщения (как получаем, как
определяем, откуда берется).
0
Vг/Vн
1
0
t пласта

6.

Состояние резервуара при различных соотношениях Рзаб, Рпл, Рнас
Этапы
эксплуатации
До
эксплуатации
Рзаб=Рпл
В процессе
эксплуатации
Рзаб<Рпл
Рпл<Рнас
Vн<Vг
Имеется ГШ, коллектор перенасыщен газом(обычно с
начала разработки до самого конца), часть газа
растворена в нефтенасыщенной толще
Рпл=Рнас
Vн=Vг
Пластовый флюид полностью насыщен газом по
всему объему
Рпл>Рнас
Vн>Vг
Пластовый флюид будет недонасыщен газом (обычно на ранних
этапах разработки нефтегазовой залежи, либо при низком
значении Рнас)
Формирование ГШ, перенасыщение коллектора газом (обычно
с момента начала разработки до окончания)
Газ полностью растворен в нефти и распределен по объему,
возможно выделение ГШ.
Газ находится в растворенном стстоянии в нефти, при этом флюид
находится в пласте (обычно на ранних этапах разработки нефтегазовой
залежи либо при низком значении Рнас), при этом такая зона считается
ЧНЗ/ВНЗ и ГФ при эксплуатации показывает низкие значения.
гнвз
х
х
х х
х
внз
гнз
х
х
х х
чнз
внз
х
Рзаб<Рнас
Рзаб<Рнас
Рпл>Рзаб>Рнас
Рзаб<Рнас<Рпл
Эксплуатация сопровождается высоким ГФ, высокое Рзатр, есть
риски прорывов и подтягивания газа, важен контроль за
депрессией и режимом эксплуатации. За счет расширения газа
Рзаб<Ргдс (расчетное давление гидростатического столба в
скважине)
Эксплуатация может сопровождаться как большим, так и
малым ГФ, сильная зависимость от Рпл и Рзаб, и контроль
за Рпл и депрессией, чтобы не было резкого роста ГФ.
Рзаб<Ргдс. ГФ стабилен при должном контроле.
Эксплуатация с низким ГФ, но
при просадке Рпл, будут
снижать и Рзаб, газ может
выделяться активнее, при этом
значения ГФ будут стабильные,
Рзаб=Ргдс.
При эксплуатации выделение газа
только в стволе скважины. Рзаб=Ргдс.
ГФ стабилен.
х
х
гнвз
х х
гнз
х
х
х
х х
х
Риск более резкого подтягивания газа, рост ГФ. Реализация ППД
может снизить ГФ при должном эффекте ввиду роста Рпл.
При
значительной
просадке Рпл
чнз-гнвз
х
х
гнвз
х х
х
х
х
гнз
х х
х
внз
чнз-гнвз
чнз
внз
внз
чнз
Риск более резкого подтягивания газа, рост ГФ. Реализация
ППД может улучшить ситуацию.
внз
чнз
-

7.

Развитие трещин происходитвдоль максимального стресса (Smax), обычно в
начале разработки совпадает с региональным). В зависимости от планов,
расположение ГС относительно регионального стресса может быть различное.
Разрез поперек ствола скважины
Пласт (разлинованный)
Ствол скважины
Давление в стволе скважины
Smax
Начало ухода
жидкости в
пласт
Образование трещин
(Ргрп, Smax)
2
Smin
Наполнение
трещин
жидкостью
3
Развитие
каверн,
вывалов
Продолжение
фильтрации жидкости в
пласт, падение давления
4
1
Smin
Smax
Вид сбоку
5
Smax
Остановка закачки
Начало закачки
Развитие
трещин
Давление закрытия
трещины (Smin)
Smin
6
Трещины ГРП
Smax
Вид сверху
Закачиваемый объем жидкости
Время
График описывает изменение давления при закачке в пласт жидкости.
1) Начало зкачки, жидкость наполняет ствол скважины. Vжид=Vскв. P – резкий рост.
2) Начало ухода закачиваемой жидкости в пласт. Vжид=Vскв+Vкапил. в пзп. Р – пологий рост.
3) Разрыв пласта, формирование трещин вдоль максимального стресса. Vжид=Vскв+Vкапил+1/nVтрещ. Р –
падение.
4) Заполнение трещин жидкостью (жидкость в стволе и в трещинах ГРП). Идет преодаление давления скелета
породы в самих трещинах. Vжид=Vскв+Vкапил+Vтрещ. Р ~ const
5) Давление скелета в самих трещинах преодолено. Остановка закачки. Уход жидкости в пласт через трещины.
Vжид=Vскв+Vкапил+Vтрещ+Vкапил.в трещ.=const. Р – резкое падение.
6) Схлапывание трещины, дальнейший уход р-ра в пласт. Vжид=Vскв+Vкапил+Vтрещ+Vкапил.в трещ.=const. Рплавное падение.
ГС поперек Smax
ГС вдоль Smax

8.

График Хорнера
Графики Холла
график зависимости изменения накопленного давления от времени
(от накопленного объема закачки), для оценки работы
нагнетательных скважин в части мониторинга состояния ПЗП
график зависимости изменения накопленного давления от времени (от накопленного
объема закачки), для оценки работы нагнетательных скважин в части мониторинга
состояния ПЗП
КВД/КПД
(для чего нужно, определение по наклону кривой скин-эффект)
3
4
Продолжение закачки
Начало закачки
Время
Накопленное давление
Накопленное давление
2 1
2
1
Продолжение закачки
3
4
Начало закачки
Накопленная закачка (объем)
Начало закачки - вогнутая восходящая, пласт заполняется нагнетаемой водой, увеличивается
радиус охвата нагнетаемым агентом, давление на забое плавно возрастает по мере оказания
большего сопротивления породой потоку воды.
Продолжение закачки – призабойная зона наполнена агентом до контура питания. Радиус
постоянный, градиент давления остается постоянным.
Далее по поведению кривой в нагнетательной скважине можно понять, что происходит с ПЗП:
1. Закачка в скважину, без скин-эффекта (либо стабильный с момента ВНР).
2. Закачка в скважину, с нарушениями в пласте, кольматацией ПЗП и пр.(рост скин-фактора).
3. Изменения, связанные с применением ОПЗ (кислотные или пр. методы, очистка ПЗП, снижение
сопротивления нагнетаемому потоку).
4. Изменения, связанные с АвтоГРП или принудительным проведением ГРП (развитие каналов
ухода воды, разрыв пласта).

9.

Определение промытой
зоны, изменения свойств
пласта в процессе бурения,
при воздействии бурового
р-ра и депрессии на пласт.
В бурении
(также
упомянуто в
ГИС).
rпроник.зоны
rпром.зоны
rскв
5
4
3
2
1
1
2
3
4
5
1 – буровой р-р
2 – глинистая корка – образование на стенке скважины в результате взаимодействия пород, выбуренного
шлама и бурового р-ра.
3 – промытая зона – зона в пласте, полностью промытая фильтратом бурового р-ра, с измененным насыщением
(действие капиллярных и гидродинамических сил).
4 – зона проникновения – зона в пласте, где под действием диффузионных явлений происходит проникновение
р-ра в пласт (при высоких ФЕС пласта), происходит смешение р-ра и флюида.
5 – непроникновенная зона – зона в пласте, где нет никакого взаимодействия с р-ром (не ограничена).

10.

J-функция
ОФП графики

11.

Вязкость

12.

Поправка Вогеля
Pнач
Pнач - начальное пластовое давление
Pнас - давление насыщения нефти
1 Рзаб>Рнас
2 Рзаб<Рнас
Pнас
вода
Pзаб (м)
нефть+
газ
комбинированная
кривая
газом
Pзаб - забойное давление на запуске
Pзаб(м) - давление на забое с учетом
мультифазного потока
Pпл - текущее пластовое давление