Фактические данные по заполнению насосно-компрессорных труб

 

На ряде скважин Ромашкинского месторождения, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, был проведен комплекс гидродинамических исследований, включающих в себя в том числе и фиксацию периода заполнения насосно-компрессорных труб. В табл. 3.1 представлены основные фактические данные по начальной стадии освоения насосных

Таблица 3.1

Фактические данные по исследованию процесса заполнения

насосно-компрессорных труб в скважинах с ЭЦН

Номер

Скважины

Тип насоса

Началь-ное

Полож. уровня, м

Давление иа устье

Скважины

Субъективная

Фиксация появления жидкости на

Устье скважины (шум,

Или др. приз-

Наки), мин.

Скорость перемеще-

Ния уровня в НКТ,

М /мин

Bpeмя с момента Пуска насоса, мин Ру, МПа 6737 ЭЦН5-200-800 137 8 0 8 17       28 0,2     6765 ЭЦН5-80-1200 623 25 0 15 41       47 0,75     7706 ЭЦН5-80-1200 85 7 0 7 12       21 0,58     52 ЭЦН5-130-1200 88 28 0,4 - - 6984 ЭЦН5-130-1200 422 23 0,7 13 32 7466 ЭЦН6-160-1100 432 10 0,7 8 54 7447 ЭЦН5-200-800 426 14 0,45 8 54 68 ЭЦН5-200-800 205 5 0,86 4 51 7519 ЭЦН5-200-800 380 0 0,2 15 76       5 0,84     7735 ЭЦН5-200-800 390 - - 11l 35

 

скважин после подземного ремонта. Эти данные охватывают достаточно широкий диапазон по производительности насосов и начальному положению уровня. Фактическое время заполнения НКТ не превышает 15 мин, причём, наибольшие значения относятся к насосам малой производительности. Существует определённая корреляция между скоростью перемещения уровня и номинальной производительностью насоса. Ниже приведены средние скорости перемещения уровней жидкости в НКТ при эксплуатации скважин ЭЦН различной производительности.

Тип насоса	Средняя скорость, м/мин
ЭЦН5-200-200	26,8
Э ЦН5-130-1200	32,5
ЭЦН5-200-800	47,0
ЭЦН6-160-1100	54,0

Таким образом, чем больше производительность насоса в области малых напоров, тем выше темп заполнения НКТ.

В целом, приведенный фактический материал согласуется с выводами, сделанными по динамике заполнения НКТ.

 

2. Вторая стадия освоения насосных скважин

 

Вторая стадия освоения, следующая за стадией заполнения насосно-компрессорных труб, характеризуется большей длительностью и более сложными закономерностями изменения гидродинамических характеристик системы скважина-насос. Этo связано, во-первых, с началом существенного изменения свойств перекачиваемой погружным насосом жидкости и, во-вторых, с увеличением коэффициента продуктивности пласта. Существенное изменение свойств извлекаемой из скважины жидкости происходит за счет увеличивающегося притока пластовой продукции, который вызывается заметной депрессией, создаваемой в начальный период освоения. В результате смешения пластовой и технологической жидкостей обычно снижается плотность перекачиваемой погружным насосом жидкости. В силу этого несколько увеличится её вязкость. Меняются и другие параметры системы, в частности, может быть сильно снижен градиент давления на забойном участке (участок от пласта до приема насоса), так как на этом участке потери давления определяются, главным образом, фактической средней плотностью смеси. Потери давления на забойном участке даже при производительности системы больше 500-700 м³/сут пренебрежимо малы. Кроме того, в результате поступления пластовой продукции уже на второй стадии освоения скважины возможна интенсивная сепарация газовой фазы у приема насоса с последующим её поступлением в кольцевое пространство. Об этом свидетельствует значительное увеличение давления на устье в затрубном пространстве, фиксируемое в период освоения большинства скважин.

Другим важным фактором, влияющим на характер протекания второй стадии освоения насосных скважин, следует считать коэффициент продуктивности. В процессе подготовки скважины к подземному ремонту, проводимой с использованием технологии глушения скважины рабочим агентом, призабойная зона пласта претерпевает существенные изменения. Эти изменения, видимо, вызываются как начальной репрессией давления, так и более или менее ощутимой детериорацией призабойной зоны, происходящей в результате проникновения рабочего агента в пласт. К настоящему времени можно считать экспериментально подтвержденным фактом отрицательное влияние фильтрата любой жидкости, приготовленной на водной основе, проникшей в нефтяной пласт. Это связано с набуханием глинистых частиц, содержащихся в призабойной зоне пласта, с образованием водонефтяной эмульсии, с формированием нерастворимых осадков при взаимодействии рабочего агента с пластовой системой. Но наиболее значительное влияние, видимо, оказывают капиллярные силы, противодействующие движению рабочего агента в пласте. Проникновение в пласт рабочего агента, таким образом, проявляется в значительном снижении коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта и коэффициента продуктивности скважины в целом по сравнению с первоначальными их значениями. Степень ухудшения фильтрационных характеристик, зависит, главным образом, от физико-химических свойств рабочего агента, градиента давления в призабойной зоне, а также от времени контакта жидкости глушения с пластом, которое зависит от оперативности подготовки и проведения подземного ремонта.

При освоении насосной скважины, например, после подземного ремонта в процессе откачки жидкости создается определенная депрессия в призабойной зоне, величина и темп наращивания которой в значительной степени определяется характеристикой конкретного насосного агрегата и геометрическими параметрами насосно-компрессорных труб и обсадной колонны. Наличие депрессии является необходимым условием частичного, а в некоторых случаях полного восстановления первоначальной фильтрационной характеристики пласта. Но степень и быстрота восстановления, очевидно, определяются абсолютной величиной и временем поддержания необходимой депрессии. Это более всего справедливо для месторождений типа Ромашкинского, на которых из названных выше основных причин снижения фильтрационных характеристик наиболее существенными являются:

образование водонефтяной эмульсии;

появление препятствующих притоку капиллярных сил.

Эти причины могут быть настолько значительными, что в некоторых случаях приток из пласта начинается лишь при достижении определенного минимально-необходимого перепада давления.

Из сказанного следует, что процессы, происходящие в скважине в процессе её освоения, в особенности, во второй стадии (после заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью) требуют специального изучения и анализа. Рассмотрим результаты экспериментальных исследований. Процесс пуска скважины имитировался включением ЭЦН в работу после подземного ремонта. Объектами исследования служили скважины Ромашкинского месторождения, оборудованные погружными электро-дентробежными насосными установками. Было отобрано 12 скважин, по которым получен достаточно полный фактический материал, отражающий процесс освоения скважин после подземного ремонта. На всех указанных скважинах использовался наиболее распространенный в настоящее время метод подготовки скважины к подземному ремонту - метод глушения с помощью специальной рабочей жидкости, для которого используется высокоминерализованная пластовая вода.

Таблица 3.2.

Основные показатели исследуемых скважин

Номер сква-жины	Площадь месторождения	Глубина скважины, м	Диаметр, мм		Тип насоса	Глубина спуска насоса, м
			обсадной колонии	hkt
6677	Чишминская	1804	168	73	ЭЦН6-250-1050	1250
585	Ташлиярская	1619	168	73	ЭЦН5.130-1200	1350
		1726		73	ЭЦН5-130-1200	1184
52		1681	168	73	ЭЦН5-130-1200	1300
7706		1701	146	73	ЭЦН5-80-11200	1230
6763		1683	146	60	ЭЦН5-80-1200	1250
6737		1709	146	60	ЭЦН5-200- 800	1351
7519	Ташлиярская	1695	146, 168	60	ЭЦН5-200-800	1403
7447	Чишминская	1700	168	73, 60	ЭЦН5-200-800	1382
7466	Чишминская	1700	146, 168	73, 60	ЭЦН5-160-1100	1380
68	Ташлиярская	1670	168	73	ЭЦН5-200-800	1200
7735	Ташлиярская	1706	146	73, 60	ЭЦН5.200-800	1150
1560	Сабанчинская	1212	146	60	ЭЦН-130-1200	1100
1562	»	1160	146	60	ЭЦН-130-1200	950
1573	»	1172	146	60	ЭЦН-200-800	900
1574	»	1193	146	60	ЭЦН-130-1200	1050
1586	»	1185	146	60	ЭЦН-200-800	980

 

Примечание. Все установки укомплектованы двигателями ПЭД-40-103, кроме скв. 6677 - ПЭД-55 и скв. 7706, 6763 - ПЭД-28-103.

Основные показатели исследуемых скважин и насосного оборудования приведены в табл. 3.2. Ряд скважин является достаточно представительным для Ромашкинского месторождения по диаметру обсадных колонн (50% обследованных скважин имеют колонны 146 мм, а 50% — 168 мм), насосно-компрессорных труб и по типоразмерам применяемого насосного оборудования.

Одновременно были выполнены целевые исследования скважин Сабанчинского месторождения по использованию гидрофобно-эмульсионных растворов, безразмерная вязкость которых составляла μ = μ р / μ н = 240 / 19,6 = 12,2.

Специальная характеристика исследуемых скважин (табл. 3.3.) позволяет получить достаточно ясную картину гидродинамического состояния системы скважина-пласт к моменту начала освоения скважины, то есть к моменту запуска погружной электроцентробежной насосной установки.

Таблица3.3

Специальная характеристика скважин к моменту начала их освоения

погружными электроцентробежными установками

Номер сква-жины	Рабочий агент		Пластовое давление, МПа	Интервал перфорации, м	Рас-стояние от устья до уров-ня, м	Расчетные показатели проникновения рабочего агента в пласт
	Плот-ность, кг/м	объем, м3
						объем, м	радиус, м	забой-ное давле-ние, МПа
6677	1180	36	15,2	1778,5 - 1784,5	95,5	5,1	2,3	19,9
585	То же	27	16,5	1574 - 1580	102	-	-	17,5
6984	»	»	13,0	1710 - 1718	422	3,37	1,65	15,3
52	»	»	18,0	1651,6 - 1652,6	88	-	-	18,5
7706	»	»	16,0	1645,6 - 1652,4	85	5,1	2,16	18,5
6765	»	До устья	12,0	1667,5 - 1671,5	623	8,4	3,64	12,4
6737	»	27	16,5	1699 - 1700	138	5,7	6,0	18,4
7519	»	До устья	13,8	1645,5 - 1650,5	380	12,4	3,97	14,9
7447	1175	То же	14,4	1678,8 - 1680	426	7,7	6,4	14,8
7466	1165	»	13,2	1657 - 1660	432	5,9	3,56	14,5
68	1180	»	14,1	1667,5 - 1670	205	2,8	2,68	17,3
7735	1180	»	14,6	1664,2 - 1669,2	390	5,3	2,6	15,1
1560	1160	»	9,8	1182 - 1189	173	0,42	0,61	13,6
1562	1160	»	11,3	1140 - 1147,2	17	0,35	0,52	12,4
1573	1160	»	8,1	1151 - 1159	317	0,46	0,63	9,2
1574	1160	»	8,2	1170 - 1178	244	0,42	0,56	9,4
1586	1160	»	8,5	11169 - 1176	353	0,33	0,46	10,2

 

В табл. 3.3. часть показателей получена расчетным путем, что требует определенных пояснений. Наиболее важной с точки зрения последующего освоения скважины надо считать объем рабочего агента, инфильтруемого в призабойную зону пласта Vф. Эта величина определяется на основе данных об объеме использованной для глушения скважины жидкости, глубине и диаметре скважины, а также о расстоянии до уровня жидкости к моменту включения установки ЭЦН. С достаточной точностью Vф может быть вычислена по формуле:

                              (3.16)

где Vp.a. - объем рабочего агента, использованного для глушения скважины; Lскв - глубина скважины; Lур - расстояние от устья до уровня жидкости к моменту начала освоения скважины; fскв - площадь живого сечения скважины, занятого рабочим агентом. Радиус проникновения инфильтруемой жидкости в пласт в первом приближении также определяется на основе элементарного геометрического соотношения:

                           (3.17)

Забойное давление к моменту начала освоения, характеризующее (в сопоставлении с пластовым давлением) направление возможной фильтрации, определяется на основе фактических данных о плотности рабочего агента и расстоянии от устья до уровня жидкости в скважине.

                           (3.18)

где ρ - плотность рабочего агента.

Определенная таким образом величина забойного давления является приближенной, так как в результате прямой промывки (рабочий агент подается в затрубное пространство и изливается из скважины через НКТ) в кольцевом пространстве возможно формирование столба нефти и водонефтяной смеси. Но контрольные замеры давления на приеме погружного насоса перед освоением скв. 7447, 7466 показали, что величина этого столба незначительна и с высокой точностью (погрешность менее 1%) можно считать среднюю плотность в кольцевом пространстве равной плотности рабочего агента.

Из табл. 3.3. видно, что к моменту начала освоения обследуемые скважины находятся в «активном» гидродинамическом состоянии - давление на забое скважины (на уровне вскрытия продуктивного пласта) во всех случаях превышает локальное пластовое давление. Перепад между забойным и пластовым давлением в 67% скважин составляет 1 МПа и более. Существует достаточно четкая корреляция между значением этого перепада и объемом рабочего агента, проникшего в пласт (рис. 3.6). Высокая степень корреляции наблюдается также между радиусом проникновения и указанным перепадом давления (рис. 3.7). Причем, чем выше перепад давления к моменту начала освоения, тем ниже значение объема жидкости, проникшей в пласт в период подготовки и проведения подземного ремонта, тем меньшая зона пласта загрязнена добавочной жидкостью. И наоборот, чем больше жидкости проникло в период подземного ремонта в пласт, тем меньший перепад давления сохраняется на забое скважины. Представленные на рис. 3.6. и 3.7., а также в табл. 3.3. данные говорят о том, что объем проникающей в пласт рабочей жидкости в большинстве случаев достаточно велик, достигая 8-12 м³; велик и радиус проникновения до 4-8 м.

Иная картина наблюдается при глушении скважин с применением ГЭР (гидрофобноэмульсионного раствора). Инфильтрация жидкости в пласт для ΔР = 1- 4 МПа снижается в среднем в 5-6 раз. Радиус проникновения инфильтрата не превышает 0,5 м. Следует при этом отметить, что в технологии глушения скважин с ГЭР, проницаемость призабойной зоны не только

сохраняется, но и несколько увеличивается за счет применения обратных эмульсий. В разработанных составах ГЭР углеводородная фаза, фильтрующаяся как в слабопроницаемые, так и в высокопроницаемые участки пласта, обладает растворяющей способностью АСПО. На основе этих материалов можно судить о существовании определенных резервов в совершенствовании и выборе параметров подготовительных операций к подземному ремонту скважин, а также технологии освоения скважины после окончания ремонта. Во-первых, сокращение сроков подготовки, сроков «ожидания» перед подземным ремонтом скважин, а также уменьшение времени подземного ремонта позволит заметно снизить радиус загрязненной зоны. Это в свою очередь может послужить в большинстве случаев серьезной предпосылкой успешного освоения скважин. Для скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, это обстоятельство имеет особое значение, так как удовлетворительный приток из пласта в самом начале освоения обеспечивает нормальные термодинамические условия для работы погружного двигателя.

Во-вторых, более дифференцированный подход к использованию в той или иной скважине рабочего агента и точное определение необходимого его количества может в значительной степени исключить эффект снижения фильтрационных характеристик. К примеру, при отсутствии возможности подбора свойств рабочего агента или применения ГЭР объем необходимого количества задавочной жидкости находится в определенной связи с пластовым давлением и геометрическими размерами конкретной скважины. В первом приближении этот объем может быть найден по следующей элементарной формуле:

(3.19)

Эта величина для надежности задавки, вероятно, должна быть несколько увеличена, то-есть фактический объем рабочего агента должен быть при таком подходе несколько большим:

где ф - коэффициент запаса рабочего агента, больше единицы.

В табл. 3.4. приведены фактические значения ψ для обследуемых скважин.

Таблица 3.4

Изменение ψ по экспериментальным скважинам

Номер скважины	Объем рабочего агента, м3		ψ	Номер скважины	Объем рабочего агента, м3		ψ
	расчетный Vр	фактичес-кий Vф			расчетный Vр	Фактичес-кий Vф
6677	23,2	36	1,55	6737	19,9	27	1,42
585	25,2	27	1,07	5719	19,2	23	1,20
6984	18,1	27	1,49	7447	22,0	24	1,09
52	27,4	27	0,99	7466	18,4	24	1,30
7706	18,4	27	1,47	68	19,6	23	1,17
6765	13,8	23	1,67	7735	16,8	24	1,43

Как видно из табл. 3.4. связи между количеством фактически используемого рабочего агента и необходимым его количеством нет. В 50% скважин фактический объем превышает расчетный более, чем на 40%. В целом, коэффициент запаса ψ меняется в широких пределах: от 1,07 до 1,67 - и лишь в одной скважине фактический объем примерно совпадает с расчетным.

В промысловых условиях, по всей видимости, коэффициент ψ следует принимать в пределах 1,05 - 1,1, причем верхний предел 1,1 следует устанавливать в добывающих скважинах с хорошей гидродинамической связью с нагнетательными скважинами для предотвращения возможного фонтанирования.

Анализируя кривые на рис. 3.6 и 3.7, можно сказать, что коэффициенты корреляции между представленными на них параметрами могут быть увеличены, если учесть данные по ψ (см. табл. 3.4.).

Для многих скважин наиболее эффективным методом глушения следует считать использование рабочего агента на нефтяной основе. Расчеты показывают, что доля скважин, на которых может быть использована жидкость с относительно невысокой плотностью, достаточно велика. Из представленной на рис. 3.8. интегральной функции распределения обследуемых скважин по предельной плотности ρ = Pпл /(g ·Lскв) рабочего агента видно, что 50% скважин теоретически могут быть задавлены жидкостью с плотностью 850 кг/м³.

Применение ГЭР на нефтяной основе хотя и удорожает в некоторой степени стоимость подземного ремонта, но, сохраняя коллекторские свойства, а главное плавность освоения, о которой ниже будет сказано, предотвращает падение среднего дебита скважины и перегрузку погружной насосной установки.

Большое значение имеет и технологический режим глушения скважин. Наилучшие результаты, с точки зрения сохранения фильтрационной характеристики призабойной зоны получаются в том случае, когда режим глушения скважин наиболее тесно увязан с характером восстановления давления в скважине после ее остановки.