CC BY
136
УДК 622.276
A.B. Лекомцев, М.С. Турбаков, В.А. Мордвинов
К ВОПРОСУ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НИЗКОДЕБИТНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН УНЬВИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рассмотрены вопросы оптимизации технологических режимов работы низкодебитных добывающих скважин Уньвинского нефтяного месторождения.
Особенностью эксплуатации нефтедобывающих скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на Уньвинском месторождении (гео-лого-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
Пласт Средняя глубина залегания, м Плотность нефти, кг/м3 Динамическая вязкость нефти, мПа-с Давление насыщения газом, МПа Суммарное газо-содержание, м3/т Газо- вый фактор, 3/ 3 м /м
пласт. пов. пласт. пов.
Бш-Срп 1910 766 832 1,45 5,2 14,98 90,0 74,9
Бб 2194 745 821 1,25 5,4 14,51 116,3 95,5
Т-Фм 2213 749 817 1,33 6,37 14,17 110,2 90,0
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 рабо-
ты 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
Типораз- мер Количество скважин, % Дебит по жидкости, м3/сут Динамический уровень Ндин*, м Забойное давление Рзаб*, МПа Время работы, ч/мес Время накопления, ч/мес
ЭЦН-18 21,4 0,2-15,3 1014-1069 6,74-12,41 1-360 12-719
ЭЦН-25 23,2 0,2-16,5 912-1700 5,01-10,53 4-540 180-716
ЭЦН-30 23,2 2,2-16,7 787-1508 5,25-11,74 16-480 96-704
ЭЦН-45 1,8 4,3 1304 10,03 14 226
ЭЦН-50 14,3 1,8-34,1 619-1409 6,52-13,84 14-360 360-706
ЭЦН-60 14,3 3,4-21,0 828-1400 5,30-11,57 12-360 180-675
ЭЦН-125 1,8 23,8 1351 8,6 18 540
Среднее значение 8,1 1226 8,54 155 521
* Ндин - максимальное значение динамического уровня в конце периода отбора; Р3аб - 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 Рзаб.кр, характеризующего работу добывающей скважины при периодической эксплуатации. Рзаб.кр - давление, при котором дебит скважины по нефти является максимально возможным (потенциальный дебит). При снижении забойного давления в скважине ниже Рзаб.кр происходит интенсивное выделение газа из нефти, объем которого становится значительным, что приводит к ограничению притока нефти в скважину:
3 Р
Рзаб.кр = 3,5 + 68,33-10-3 Гн , (1)
пл
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
Параметр Распределение скважин по типоразмерам насоса, % Итого
ЭЦН-18 ЭЦН-25 ЭЦН-30 ЭЦН-45 ЭЦН-50 ЭЦН-60 ЭЦН-125
Р < Р 1 заб < 1 заб.кр 83,3 84,6 61,5 - 75,0 75,0 100,0 75,0
Р — Р -і заб — 1 заб.кр 16,7 15,4 38,5 100,0 25,0 25,0 - 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
Объект ^заб.^ МПа МПа Рзаб.рац ^^'^нао МПа Рнас, МПа
Бш 9,12 10,04 11,23 14,98
Бб 9,44 11,13 10,79 14,39
Т-Фм 10,26 11,91 10,77 14,36
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]:
^пот -^прод (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.
Список литературы
1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. -2-е изд., испр. - М.: Нефть и газ, 2007. - 826 с.
2. Артемьев В.Н., Ибрагимов Г.З., Иванов А.И. Инженерные расчеты при разработке нефтяных месторождений. - Т. 1: Скважина - промысловый сбор - ППД. - М.: Нефтегазтехнология АЛ, 2004. - 416 с.
Получено 7.05.2010
