Последовательность расчетов при обосновании рациональной технологии добычи нефти

Метод снижения забойного давления

ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН – увеличение производительности за счет снижения забойного давления.

Выбор скважин для оптимизации их работы – низкая обводненность, высокий коэффициент продуктивности и резерв снижения забойного давления.

При оптимизации работы скважин необходимо оценивать прирост дебита при снижении забойного давления.

• Если скважина до оптимизации работает с определенным дебитом по жидкости при соответствующем забойном давлении, то неправильно считать, что при снижении забойного давления ее продуктивность заведомо сохранится и прирост дебита можно определить по значению продуктивности в базовом варианте.

• При снижении забойного давления следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

Поэтому необходимо обосновывать модели притока с учетом отклонений от линейного закона Дарси, параметры которых определяются при гидродинамических исследованиях скважин (ГДИС).

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти.

2. Бравичева Т.Б. Бравичев К.А., Палий А.О. Компьютерное моделирование процессов разработки нефтяных месторождений.

• Если при снижении забойного давления прирост дебита является существенным

2. Линейные модели притока, используемые для оценки добывных возможностей скважин в однородном пласте (при оптимизации).

1. Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления (в случае линейной индикаторной линии).

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная S_св.). Rк – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

2. Необходимо оценить фактический коэффициент продуктивности скважины. Обычно Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах:

1. проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;

2. проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;

3. деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S, который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м³/(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м³/сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора варианта компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, данный метод управления не является эффективным.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 2 м³/(сут·МПа), то снижение забойного давления на 5 атм. приводит к увеличению дебита всего на 1 м³/сут.

В этом случае необходимо использовать второй метод управления – управление продуктивностью скважин.

Выдача рекомендаций по управлению продуктивностью скважин состоит из двух этапов: