книги / Управление продуктивностью скважин
..pdfРис. 2.24. Зависимость коэффициента продуктивности добывающих скважин залежей Т-Фм от Рзаб/Рнас
А.Ю. Назаровым для терригенных залежей нижнего карбона Чашкинского и других месторождений получена зависимость коэффициента продуктивности разведочных скважин от пластового давления в период его снижения при разработке залежей (рис. 2.25). Автор [28] объясняет снижение коэффициентов продуктивности уменьшением фильтрационных параметров пласта при снижении давления, а не снижением коэффициентов гидродинамического совершенства скважин. На основе гидродинамического моделирования им установлено, что:
–уменьшение гидропроводности удаленной зоны пласта может достигать 90 % от начальных значений при увеличении эффективного напряжения на 7–9 МПа, что соответствует снижению пластового давления на 30–40 % от начального;
–интенсивное изменение гидропроводности происходит при увеличении эффективного напряжения выше 4 МПа, что соответствует снижению пластового давления на 15–20 % от начального. Данное значение рассматривается в качестве до-
71
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
|
q = (Qнас · tр)/Тп, |
(34) |
где Qнас |
– фактическая подача насосной установки в период |
|
откачки (работы), м3/сут; |
|
|
Тп |
– продолжительность цикла периодической откачки: |
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]
tн = |
0, |
785(D2 −d 2 )δп |
(35) |
|
|
|
, |
||
0,204 |
10−6 ρж Кпр (1−δп ) |
74
где δп |
– относительные потери дебита, доли единицы; |
ρж |
– плотность откачиваемой жидкости, кг/м3; |
D |
– внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; |
d |
– наружный диаметр НКТ, м; |
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
Рзаб = Рзатр +∆Рг + ∆РГЖС затр +∆РГЖС скв, |
(36) |
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:
|
∆Vi =(∆Hдi |
±∆Hзатрi )Fзатр, |
(37) |
|||
где ∆Ндi |
– изменение динамического уровня жидкости в за- |
|||||
трубном пространстве за время ∆ti, м; |
|
|||||
Fзатр |
– площадь поперечного сечения затрубного коль- |
|||||
цевого пространства, м2; |
|
|
|
|
|
|
∆Нзатрi – изменение уровня жидкости в скважине из-за из- |
||||||
менения Рзатр, м: |
|
|
∆Рзатрi |
|
|
|
|
∆Н |
затрi |
= |
, |
(38) |
|
|
|
|||||
|
|
|
ρжg |
|
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:
|
|
|
∆V |
|
0,785(D2 −d 2 )∆Hi |
|
|
||
q |
Íi |
= |
∆t |
i |
= |
|
, |
(39) |
|
∆t |
|||||||||
|
|
i |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
i |
|
|
76
где ∆Hi – приращение (изменение) уровня за период ∆ti, м3:
|
∆Нi = ∆Ндi ± ∆Hзатрi. |
|
|
|||||
Коэффициент притока в период ∆ti |
|
|
||||||
К |
прi |
= |
qHi |
= |
|
qHi |
, |
(40) |
|
|
∆Р |
Р |
−Р |
|
|
||
|
|
|
i |
пл |
забсрi |
|
|
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
Кпрi = |
Qi −qрi |
, |
(41) |
|
|||
|
∆Рi |
|
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
79
Таблица 2.11
Обработка кривой изменения уровня скв. 512 Озерного месторождения
№ |
Время, |
Время, |
Динами- |
Изменение |
ческий |
динамиче- |
|||
п/п |
с |
ч |
уровень, |
ского |
|
|
|
м |
уровня, м |
|
|
|
|
|
1 |
0 |
0 |
1031 |
– |
2 |
600 |
0,17 |
1030 |
– |
3 |
3600 |
1 |
1044 |
14 |
4 |
10 800 |
3 |
1068 |
24 |
5 |
18 000 |
5 |
1088 |
20 |
6 |
25 200 |
7 |
1102 |
14 |
7 |
61 200 |
17 |
1202 |
71 |
8 |
63 000 |
17,5 |
1232 |
5 |
9 |
64 200 |
17,83 |
1225 |
4 |
10 |
66 000 |
18,33 |
1214 |
6 |
11 |
67 200 |
18,67 |
1206 |
8 |
Изменение
динамического уровня с учетом изменения затрубного давления, м
–
–
19,071
17,661
14,929
11,464
92,554
14,857
16,411
7,804
9,804
Приток |
Затрубное |
Забойное |
Коэффициент |
||
жидко- |
|||||
сти, |
давление, |
давление, |
3 |
притока, |
|
МПа |
МПа |
/(сут·МПа) |
|||
м3/сут |
м |
||||
|
|
|
|
|
|
– |
1,42 |
4,11 |
|
– |
|
– |
1,46 |
4,06 |
|
– |
|
5,22 |
1,50 |
3,94 |
|
3,320 |
|
2,01 |
1,45 |
3,62 |
|
3,527 |
|
1,70 |
1,41 |
3,39 |
|
3,412 |
|
1,31 |
1,39 |
3,17 |
|
3,322 |
|
5,28 |
1,29 |
2,29 |
|
2,318 |
|
6,02 |
1,38 |
2,46 |
|
0,616 |
|
7,21 |
1,41 |
2,55 |
|
0,745 |
|
5,84 |
1,44 |
2,67 |
|
0,610 |
|
7,21 |
1,46 |
2,75 |
|
0,760 |
80
|
|
|
Динами- |
Изменение |
№ |
Время, |
Время, |
ческий |
динамиче- |
п/п |
с |
ч |
уровень, |
ского |
|
|
|
м |
уровня, м |
|
|
|
|
|
12 |
68 400 |
19 |
1200 |
6 |
13 |
70 200 |
19,5 |
1188 |
12 |
14 |
72 000 |
20 |
1180 |
8 |
15 |
79 200 |
22 |
1141 |
18 |
16 |
82 800 |
23 |
1120 |
21 |
17 |
86 400 |
24 |
1100 |
20 |
18 |
90 000 |
25 |
1086 |
14 |
19 |
97 200 |
27 |
1051 |
35 |
20 |
104 400 |
29 |
1013 |
38 |
Изменение
динамического уровня с учетом изменения затрубного давления, м
13,071
11,071
17,071
13,071
23,071
26,071
27,607
24,143
45,143
Окончание табл. 2.11
Приток |
Затрубное |
Забойное |
Коэффициент |
||
жидко- |
|||||
сти, |
давление, |
давление, |
3 |
притока, |
|
МПа |
МПа |
/(сут·МПа) |
|||
м3/сут |
м |
||||
|
|
|
|
|
|
5,84 |
1,48 |
2,82 |
|
0,621 |
|
6,63 |
1,50 |
2,92 |
|
0,711 |
|
4,80 |
1,52 |
3,03 |
|
0,521 |
|
4,68 |
1,58 |
3,42 |
|
0,528 |
|
5,37 |
1,60 |
3,61 |
|
0,619 |
|
5,72 |
1,64 |
3,80 |
|
0,674 |
|
4,35 |
1,68 |
3,99 |
|
0,524 |
|
4,57 |
1,72 |
4,36 |
|
0,570 |
|
5,78 |
1,82 |
4,73 |
|
0,756 |
80