книги / Управление продуктивностью скважин

пустимого предела снижения пластового давления для данной группы залежей.

Рис. 2.25. Зависимость коэффициента продуктивности от пластового давления для терригенных коллекторов (по А.Ю. Назарову)

В качестве практических рекомендаций автор предлагает следующее [28]:

72

1.Для условий терригенных залежей рассматриваемых месторождений с благоприятным соотношением коэффициентов подвижности целесообразно развитие системы поддержания пластового давления с самого начала разработки и ограничение отбора нефти на ранних стадиях эксплуатации объекта

сцелью недопущения существенного снижения пластового давления.

2.Поддержание пластового давления на уровне, близком к начальному, позволяет сохранить систему естественных трещин коллектора в раскрытом состоянии, что значительно облегчает процесс освоения нагнетательных скважин и снижает затраты на восстановление их приемистости.

Из приведенных материалов следует:

1.Продуктивность добывающих скважин залежей нефти Сибирского, Шершневского и других месторождений, приуроченных к территории распространения ВКМКС, при снижении

пластовых и забойных давлений до Рнас значительно (в 2,5 раза и более) уменьшается.

2. При снижении забойных давлений до (0,5…0,8)Рнас и пластовых давлений до значений, близких к Рнас, коэффициенты продуктивности и дебиты скважин уменьшаются до 10–15 % от их максимальных значений.

3. Для обеспечения рациональных темпов выработки запасов нефтяных месторождений на территории распространения ВКМКС необходимо вводить системы поддержания пластового давления в начальный период разработки залежей.

2.4. Динамика продуктивности скважин при периодической откачке жидкости

Эксплуатация добывающих скважин нефтяных месторождений на территории Верхнего Прикамья осуществляется, в основном, с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Около 30 % скважин с УЭЦН работает в режиме периодической откачки жидкости.

73

Номинальная паспортная производительность применяемых при эксплуатации периодических скважин насосов составляет от 18 до 125 м3/сут, номинальный напор – от 1200 до

2400 м вод. ст.

Периоды накопления (tн) при периодической откачке составляют от 22 до 740 ч, периоды откачки (tp) от 2 до 24 ч.

Отношение суточного дебита скважины по жидкости

кноминальной подаче насоса составляет от 0,002 до 1,26.

Сучетом широкого диапазона показателей, характеризующих условия эксплуатации скважин и работу насосных установок, вопросы целесообразности применения технологии периодического отбора жидкости и оптимизации режимов работы периодических скважин являются для рассматриваемых

месторождений важными и актуальными.

Суточный отбор жидкости из скважины, м3/сут, при ее периодической работе

Тп = tp + tн.

Работу скважины при периодическом, т.е. неустановившемся, режиме можно охарактеризовать коэффициентом притока Кпр, который представляет собой, по аналогии с коэффициентом продуктивности, количество жидкости, поступающей из пласта в скважину за единицу времени в расчете на единицу перепада давления (депрессии). Размерность коэффициента Кпр такая же, что и у коэффициента продуктивности.

Для определения времени накопления при условии, что Кпр остается постоянным, можно применить формулу [24]

74

Кпр – коэффициент притока, м3/(сут МПа).

Обработка данных исследований по ряду скважин показывает, что условие Кпр = const в периоды накопления и отбора может не выполняться (рис. 2.26).

Рис. 2.26. Динамика коэффициентов притока скважин в период накопления: скв. 402, 415, 435 – Озерное месторождение; скв. 541 – Сибирское месторождение

Для определения коэффициента притока в период накопления объем поступающей из пласта в скважину жидкости находят по изменению ее уровня в затрубном пространстве (считается, что в момент отключения насоса колонна насоснокомпрессорных труб (НКТ) заполнена до устья, а нижняя часть колонны или насос снабжены обратным клапаном, исключающим переток жидкости из колонны НКТ в скважину). Давление на забое скважины, не оснащенной глубинным манометром или датчиком давления, рассчитывается по схеме

75

где Рзатр – давление газа на устье затрубного пространства, Па; ∆Рг – давление столба газа в затрубном пространстве (от

устья до динамического уровня), Па; ∆РГЖС затр – давление столба газожидкостной смеси в за-

трубном пространстве (от динамического уровня до приема насоса или башмака хвостовика), Па;

∆РГЖС скв – давление столба газожидкостной смеси или жидкости в скважине в интервале от приема насоса (башмака хвостовика) до забоя, Па.

Объем жидкости, поступающей из пласта в скважину за период ∆ti (интервал времени между замерами), с учетом изменения затрубного давления, м3:

где ∆Рзатрi – изменение затрубного давления за время ∆ti, Па; ρж – средняя плотность жидкости в скважине, кг/м3. При увеличении Рзатр изменение уровня ∆Нзатр следует

подставлять в формуле (37) со знаком «+», при уменьшении – со знаком «–».

Объемный расход поступающей в скважину в период накопления жидкости равен приращению ее объема в затрубном пространстве за период ∆t, отнесенному к этому времени:

76

где ∆Hi – приращение (изменение) уровня за период ∆ti, м3:

где ∆Рi – перепад давлений (депрессия на пласт), Па;

Рзаб. срi – среднее забойное давление за период ∆ti, Па. Изменение коэффициента притока при увеличении забой-

ного давления в период накопления жидкости может быть связано с влиянием следующих факторов:

1)уменьшение насыщенности пористой среды в призабойной зоне пласта (ПЗП) выделившимся из нефти газом при его обратном растворении;

2)расширение (раскрытие) сообщающихся со скважиной трещин в ПЗП;

3)проявление реологических свойств нефти (жидкости), поступающей в скважину;

4)изменение соотношения между градиентом давления, действующим при движении флюида в ПЗП, и капиллярным давлением.

Действие первых двух факторов должно вести к увеличению коэффициента притока, последних двух – к его уменьшению.

В период отбора жидкости из скважины и снижения забойного давления будет иметь место обратная картина: с увеличением интенсивности выделения газа в свободную фазу

и смыканием трещин коэффициент притока уменьшается, а проявление эффектов, связанных с реологическими свойствами флюида и капиллярными силами, при увеличении градиента давления в ПЗП должно уменьшаться.

По разным причинам пластовые давления в отдельных пропластках, вскрытых в скважине, могут иметь различные

77

значения. В период накопления приток жидкости из пропласт-

ков с пониженным пластовым давлением при Рзаб = Рпл прекращается, а при создании репрессии (Рзаб > Рпл) эти пропластки принимают часть жидкости, поступающей в скважину из

продолжающих работать слоев, и то, и другое ведет к уменьшению коэффициента притока, определяемого по формуле (40).

Динамика коэффициента притока в периоды отбора и накопления определена для периодической скважины 512 пласта Бш Озерного месторождения. Скважина работает в режиме периодической откачки жидкости при tр = 17 ч, tн = 7 ч, оборудована насосом ЭЦН5-30-1700 с газосепаратором, установленным на глубине 1330 м. Дебит по жидкости составляет 21 м3/сут, обводненность 5 %.

Данные о забойных, затрубных и буферных давлениях, а также о динамическом уровне при исследовании скважины получены путем их непосредственного измерения. Пластовое давление в районе дренирования пласта скважиной на момент проведения исследования составляло 12,19 МПа. Результаты обработки данных исследований скважины приведены в табл. 2.11 и на рис. 2.27.

Коэффициент притока в период работы насоса определен по формуле

где Qi – подача насоса в период ∆ti, м3/сут;

qрi – отбор жидкости из затрубного пространства, м3/сут,

определяется по формуле (39).

Динамика коэффициента притока за цикл «откачка – накопление» приведена на рис. 2.28. Среднее значение Кпр за tр составило 3,17 м3/(сут·МПа), за период tн – 0,635 м3/(сут·МПа).

78

80