3 Методика прогноза технологической эффективности обработки призабойной зоны скважин.

При рассмотрении особенностей геологического строения месторождений и условий их разработки приходится сталкиваться с многообразием различных факторов, влияющих на успешность и эффективность геолого-технических мероприятий, направленных на повышение продуктивности скважин. Из промысловой практики планирования и осуществления ГТМ известно, что найти наиболее оптимальные условия и режимы обработки призабойной зоны пласта практически невозможно без изучения влияния всей совокупности воздействующих факторов. Наибольшая трудность выбора способов обработки призабойной зоны отмечается для скважин, работающих в осложненных условиях, например при забойном давлении ниже давления насыщения, наличии смоло-парафиновых отложений в ПЗП, высокой послойной неоднородности коллекторов.

Такие условия не только усложняют выбор способа ОПЗ и определение режима его обработки, но и делают малопредсказуемыми результаты ОПЗ без проведения специальных исследований. Определенную информацию о состоянии ПЗП дают гидродинамические исследования. Однако традиционные методы исследования и объемы осуществления их на промыслах дают лишь усредненную характеристику по залежи или перфорированному интервалу продуктивного пласта. В условиях послойной неоднородности пород по проницаемости такая информация еще более теряет свою значимость. Принимая во внимание то, что для фонда скважин, эксплуатируемого насосным способом, как правило, единственным методом гидродинамических исследований является лишь снятие кривых восстановления уровня, опираться на данные этих исследований при оценке целесообразности проведения ОПЗ, определении режима обработки и ее эффективности становится недостаточным.

Для получения доверительных результатов прогнозирования эффективности методов повышения производительности скважин мы конкретизировали условия обработки ПЗП, а именно, предприняли попытку прогнозирования эффективности кислотных обработок в порово-трещиноватых неоднородных по проницаемости карбонатных коллекторах. С целью отбора диагностических признаков проведен ретроспективный анализ эффективности кислотных обработок на месторождениях Удмуртии за 6-летний период. Результаты обобщения промысловых материалов, а также данных целевых исследований, проведенных в этом направлении, позволили выделить 10 наиболее информативных показателей, влияющих на конечный результат обработки. К ним по степени значимости отнесены: кратность кислотных обработок, проведенных в одной скважине; показатель снижения дебита (отношение максимального дебита за все время эксплуатации к текущему дебиту Qнак/Qтек); послойная неоднородность пород по проницаемости (отношение минимальной проницаемости в интервале обработки к максимальной проницаемости пород в том же интервале); средневзвешенная проницаемость по пласту; показатель изменения пластового давления; температурный показатель пласта (отношение пластовой температуры к температуре насыщения нефти парафином Тп/Тн); условный показатель газонасыщенности ПЗП ,

где Рн - давление насыщения, МПа;

Рз - давление на забое скважины, МПа;

G - газовый фактор, м³/т;

удельный расход кислотного раствора; обводненность продукции скважин; охват перфорацией пласта (отношение толщины продуктивного пласта к перфорированной толщине пласта).

Для качественной оценки эффективности кислотных обработок с учетом перечисленных признаков использован метод ранговой классификации, причем ранжирование признаков проведено в последовательности убывания их значимости (ранжирование по горизонтали) и в зависимости от числовых (количественных) показателей признака (ранжирование по вертикали).

Примечание. При обводненности продукции скважин более 50% рекомендуется применять только поинтервально-направленные и поинтервальные кислотные обработки. Интервал ОПЗ определяется после исследования источника обводнения и его нахождения по толщине пласта.

Наибольшая сумма рангов по совокупным признакам, полученная путем умножения числового значения ранга по горизонтали на ранг по вертикали, составляет (1+2+3+…+10)*6=330 и соответствует наилучшим условиям проведения ОПЗ, от которых может быть получен наибольший эффект в конечном итоге. Минимальная сумма рангов составляет 1+2+3+…+10=55 и соответствует наихудшим условиям обработки.

Применение метода ранговой классификации дает возможность наиболее правильно выбрать скважины для обработок без проведения достаточно сложных для насосного фонда скважин гидродинамических исследований пласта. Целесообразность кислотных обработок оценивается пороговыми значениями суммы рангов. Так, высокую успешность обработок можно ожидать при сумме рангов в интервале более 270, среднюю - в интервале 160-230, низкую - в интервале 55-120. Достоверность обозначенных ранговых интервалов основана на результатах анализа эффективности многочисленных кислотных обработок, проведенных на месторождениях Удмуртии. Очевидно, для иных условий в сравнении с рассматриваемыми нами могут быть введены другие или исключены некоторые из ранее введенных показателей. Например, при забойных давлениях выше давления насыщения может быть исключен показатель газонасыщенности, при пластовых температурах выше температуры насыщения значимость температурного показателя пласта снижается или исключается полностью и т.д. Поэтому для конкретных условий разрабатываемых месторождений необходимо уточнять ранговые показатели. Ранговые показатели могут изменяться и в зависимости от выбранного метода кислотной обработки. Так, при использовании поинтервальной кислотной обработки показатель послойной неоднородности пород по проницаемости берется в пределах интервала обработки, а не по всей перфорированной толщине пласта. Таким образом, несмотря на простоту данной методики, она требует творческого подхода для получения наиболее достоверных результатов. В целом же еще раз подчеркиваем, что данная методика является первой попыткой прогнозирования успешности ОПЗ при планировании геолого-технических мероприятий на персональных ЭВМ. В последующем она может совершенствоваться в зависимости от конкретных условий разработки месторождений и геологических особенностей строения продуктивного пласта. При этом могут вноситься дополнительные параметры.

Всем промысловым работникам, использующим данную методику, следует иметь в виду, что эффективность ОПЗ зависит не только от совершенства программы прогнозирования, но и от соблюдения режима обработки призабойной зоны.

Использование данного метода позволяет сделать качественную оценку эффективности применения кислотных обработок ПЗП для конкретных геологических условий залежи. Кроме того, он позволяет оценить в процентном отношении возможный прирост дебита от исходного (до обработки) при условии соблюдения режимов ОПЗ.

Учитывая то обстоятельство, что добывные возможности различных месторождений, а также конкретных залежей не одинаковы, рентабельность ГТМ на них будет различная при одинаковом процентном приросте дебита, причем на рентабельность ГТМ при прочих равных условиях в значительной степени будут влиять затраты на проведение мероприятия по интенсификации работы скважины, цена 1 т нефти, эксплуатационные и другие статьи расхода.

В этой связи порог рентабельности по дебиту скважин после ОПЗ должен оцениваться для каждой отдельной скважины или в худшем случае для группы скважин с примерно одинаковыми геолого-физическими условиями и расходами на проведение ОПЗ. Не исключена возможность, что даже при получении высокой эффективности ОПЗ (прирост дебита на 80% и более) она может оказаться нерентабельной из-за низкого исходного дебита обрабатываемой скважины и высокого порога рентабельности по дебиту нефти в целом.

Билет 12

1. Теоретическая производительность штангового насоса. Коэффициент наполнения и определяющие его факторы. Коэффициент подачи.

2 Условия образований водонефтяных эмульсий при добыче нефти. Механизм образования дисперсной фазы в нефтепромысловом оборудовании.

3 обслуживание автоматизированной системы измерения количества и качества товарной нефти

1. Теоретическая производительность штангового насоса. Коэффициент наполнения и определяющие его факторы. Коэффициент подачи.

Теоретическая производительность ШГН зависит от диаметра плунжера, длины хода плунжера и числа качаний в минуту.

Теоретическая производительность ШГН равна

, м3/сут.,

где      1440 - число минут в сутках;

D - диаметр плунжера наружный;

L - длина хода плунжера;

n - число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача Q всегда < Q_t.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

Коэффициент наполнения характеризует долю пространства, т.е. объем цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить степень наполнения насоса жидкостью. -коэффициент наполнения зависит от глубины погружения насоса под динамический уровень с учетом газонасыщенности нефти, коэффициента обводненности продукции, коэффициента затрубной сепарации и конструктивных особенностей самого насоса, типа захвата всасывающего клапана, размера клапанной клетки. Нормативный коэффициент наполнения насоса зависит от допустимого значения удельного содержания свободного газа на приеме насоса. Для расчета коэффициента наполнения необходимо воспользоваться следующей формулой:

,

Vг -объем свободного газа на приеме насоса, Vж- объем относительный жидкости поступившей в насос, Г- газовый фактор при давлении и температуре на приеме насоса. Величина Г может быть определена через газовый фактор на поверхности Го, измеренный при стандартных условиях, т. е. при температуре То и атмосферном давлении Pо после полной дегазации нефти.; Vгр- содержание газа в нефти на приеме насоса; zпр- коэффициент сверсжимаемости на приеме насоса; nв- обводненность продукции; σс- коэффициент затрубной сепарации

Для вставных и невставных глубинных насосов одинарного действия значение паспортной характеристики допустимого, объемного содержания газа на приеме должно составлять не более 10% с учетом коэффициента сепарации.

Коэффициент подачи скважинного насоса – отношение действительной подачи (как правило меньше теоретической, за исключением скважин с периодическими фонтанными проявлениями) к теоретическая подача ШСН.

F-площадь плунжера, S-длина хода полированного штока, n-число качаний в минуту.

Коэффициент подачи учитывает:

- Степень наполнения цилиндра насоса;

- Возможные утечки жидкости из труб и насоса обратно в скважину;

- Возможное несоответствие истинного хода плунжера и хода полированного штока вследствие упругих деформаций штанг и труб;

- Возможное уменьшение объема нефти, замеренного в мернике по сравнению с объемом нефти, прошедшей через насос, вследствие ее разгазирования (усадка нефти).

По данным замеров дебита и вычисленным коэффициентам подачи штангового насоса можно судить о правильности установленного для скважины технологического режима или о неполадках в работе насоса.

Для каждой конкретной скважины показатель правильности работы и выбора оборудования. Норма

вновь спущенного в скважину насоса после незначительного его снижения в начальный период в результате переработки плунжера стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.