Аннотация

Аннотация

Рассмотрены вопросы оптимизации технологических режимов работы низкодебитных добывающих скважин Уньвинского нефтяного месторождения

Полный текст

Особенностью эксплуатации нефтедобывающих скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на Уньвинском месторождении (геолого-физическая характеристика объектов разработки приведена в табл. 1) является значительное количество скважин, работающих в периодическом режиме откачки жидкости (около 22 %). Таблица 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ПластСредняя глубина залегания, мПлотность нефти, кг/м3Динамическая вязкость нефти, мПа·сДавление насыщения газом, МПаСуммарное газосодержание, м3/тГазовый фактор, м3/м3 пласт.пов.пласт.пов. Бш-Срп19107668321,455,214,9890,074,9 Бб21947458211,255,414,51116,395,5 Т-Фм22137498171,336,3714,17110,290,0 Периодический режим работы скважин приводит к некоторому уменьшению их дебитов, поэтому целесообразность применения периодической эксплуатации должна быть обоснована путем оценки технико-экономических показателей, а сам режим периодического отбора должен быть оптимизирован по основным показателям, характеризующим работу скважин. При периодической откачке жидкости из скважины подача скважинного насоса изменяется от максимальной в начале до минимальной в конце периода откачки, развиваемый напор в течение этого же периода изменяется от минимального до максимального. Характеристика работы добывающих скважин, работающих в режиме периодической откачки, приведена в табл. 2. Можно видеть, что дебит скважин по жидкости составляет 8,1 м3/сут при времени работы скважины 155 ч/мес, т.е. около 5 ч/сут. При этом в скважины спущены ЭЦН с высокой производительностью, т.е. по отношению к оборудованию эти скважины можно условно классифицировать как низкодебитные. Таблица 2 Характеристика технологического режима работы периодического фонда скважин ТипоразмерКоличество скважин, %Дебит по жидкости, м3/сутДинамический уровень Ндин*, мЗабойное давление Pзаб*, МПаВремя работы, ч/месВремя накопления, ч/мес ЭЦН-1821,40,2-15,31014-10696,74-12,411-36012-719 ЭЦН-2523,20,2-16,5912-17005,01-10,534-540180-716 ЭЦН-3023,22,2-16,7787-15085,25-11,7416-48096-704 ЭЦН-451,84,3130410,0314226 ЭЦН-5014,31,8-34,1619-14096,52-13,8414-360360-706 ЭЦН-6014,33,4-21,0828-14005,30-11,5712-360180-675 ЭЦН-1251,823,813518,618540 Среднее значение8,112268,54155521 * Ндин - максимальное значение динамического уровня в конце периода отбора; Pзаб - забойное давление при Ндин. Основным технологическим параметром, от которого зависят условия работы добывающего оборудования, является величина забойного давления в добывающих скважинах, а значит, и норма отбора из них [1]. Среднее значение забойного давления для скважин Уньвинского месторождения, работающих в режиме периодической откачки, составляет 8,54 МПа. В работе [1] дается определение критического забойного давления Pзаб.кр, характеризующего работу добывающей скважины при периодической эксплуатации. Pзаб.кр - давление, при котором дебит скважины по нефти является максимально возможным (потенциальный дебит). При снижении забойного давления в скважине ниже Pзаб.кр происходит интенсивное выделение газа из нефти, объем которого становится значительным, что приводит к ограничению притока нефти в скважину: , (1) где Гн - газовый фактор скважины, м3/т; Рнас - давление насыщения нефти газом, МПа; Рпл - текущее пластовое давление в скважине, МПа. Оценка результатов расчетов по (1) для скважин Уньвинского месторождения, работающих в режиме периодической откачки, приведена в табл. 3. Таблица 3 Распределение скважин (%) по величине Рзаб. кр ПараметрРаспределение скважин по типоразмерам насоса, %Итого ЭЦН-18ЭЦН-25ЭЦН-30ЭЦН-45ЭЦН-50ЭЦН-60ЭЦН-125 Рзаб < Рзаб.кр83,384,661,5-75,075,0100,075,0 Рзаб ≥ Рзаб.кр16,715,438,5100,025,025,0-25,0 По данным табл. 3 видно, что 75 % скважин работают с забойными давлениями ниже критических, т.е. в скважинах происходит интенсивное выделение газа из нефти в призабойной зоне пласта. При таких давлениях возможно также полное или частичное смыкание трещин в этой зоне. Для 25 % периодических добывающих скважин (Рзаб ≥ Рзаб.кр) следует рассмотреть возможность перевода на постоянный режим откачки жидкости. В табл. 4 приведены значения давлений, характеризующих работу скважин с Рзаб ≥ Рзаб.кр. Таблица 4 Показатели работы скважины при Рзаб ≥ Рзаб.кр ОбъектРзаб.кр, МПаРзаб, МПаРзаб.рац=0,75·Рнас, МПаРнас, МПа Бш9,1210,0411,2314,98 Бб9,4411,1310,7914,39 Т-Фм10,2611,9110,7714,36 Из табл. 4 следует, что забойное давление в добывающих скважинах Уньвинского месторождения значительно ниже давления насыщения нефти газа, а для пласта Бш - ниже рационального. При Рзаб.рац ≤ Рзаб ≤ Рнас, согласно [1], возможна длительная эксплуатация скважин в непрерывном режиме без осложнений. Потенциальный (максимальный) дебит при непрерывной откачке для скважин с Рзаб ≥ Рзаб.кр (см. табл. 2) можно рассчитать [2]: Qпот = Кпрод · (Рпл - Рзаб.кр). (2) Таким образом, для скважин, в которых Рзаб < Рзаб.кр, необходимо проведение дополнительных исследований по изучению динамики коэффициентов притока. Для скважин, характеризующихся Рзаб ≥ Рзаб.кр, рекомендуется провести оптимизацию и перевод их в режим непрерывной откачки и подобрать для них насосное оборудование с учетом условий эксплуатации скважин таким образом, чтобы не допустить снижения забойного давления ниже величины критического забойного давления.