МЕТОДИКА РАСЧЕТА НЕДОБОРА НЕФТИ ПРИ ОСТАНОВКЕ И НЕКАЧЕСТВЕННОМ ОСВОЕНИИ СКВАЖИНЫ

Как было показано выше, инфильтрация жидкости в пласт в период остановки или ремонтных работ ведет не только к ухудшению показателей работы насосного оборудования, но и к значительному недобору нефти до выхода скважины на "условно стационарный" режим работы.

Недобор нефти от остановки скважины формируется в результате возникающего при этом отклонения от технологического режима по дебиту нефти и является, по существу, интегральным показателем, который математически может быть сформулирован

                                                                             (3.34)

где Vн.д. - объем недобора нефти за данный промежуток времени τ; Qреж(τ) - функция "ненарушенного" объемного дебита по нефти, или в более подробном виде - дебит скважины, который сохранился бы без проведения искусственной остановки; Q(τ) -функция фактического объемного дебита скважины с учётом проведенной остановки.

В общем случае, значение Q(τ) может быть и меньше, и больше значения Qреж(τ).

Как правило, во всем рассматриваемом интервале времени Q(τ) < Qреж(τ), но в некоторых случаях, например, при ремонтах с воздействием на продуктивный пласт или очистке забоя скважины в послеремонтный период с помощью химреагентов или тепловой обработке, которые включаются в период определения недобора, дебит нефти может возрасти и величина Q(τ) стать больше Qреж(τ). Отклонение дебита нефти в меньшую сторону происходит как по причине снижения или прекращения отбора жидкости в целом, так и по причине роста обводненности продукции в послеремонтный промежуток времени.   Во время ожидания ремонта значение Q(τ) может быть больше нуля за счет фонтанирования скважины при неработающем насосе.

В процессе промывки, задавки и непосредственно подземном ремонте, естественно Q(τ) = o, подинтегральная функция достигает максимального значения. Достаточно высокое значение этой функции будет наблюдаться и в период освоения скважины, главным образом, по причине высокой обводненности подаваемой на поверхность жидкости. Большой процент воды в этот период времени обусловлен смешением технологической (задавочной) жидкости, отбираемой из скважины, с пластовой продукцией. Приток из пласта в период освоения невелик.

После освоения скважины с ЭЦН и выхода её на новый технологический режим содержание воды в пластовой продукции, как правило, несколько увеличивается. Это происходит за счет попадания задавочной жидкости в призабойную   зону пласта, увеличения фазовой проницаемости для воды и некоторых других изменений состояния пласта в зоне действия ремонтируемой скважины. Уменьшение обводненности происходит при проведении подземного ремонта по причине геолого-технических мероприятий, направленных на уменьшение   притока пластовой воды в скважину, например, при изоляции пласта.

Таким образом, определение недобора нефти в результате искусственной остановки сводится, во-первых, к прогнозированию функции "ненарушенного" дебита нефти Qреж(τ), и, во-вторых, к фиксированию фактической зависимости отбора нефти из пласта в течение заданного промежутка времени τ.

Функция "ненарушенного" дебита Qреж(τ) находится на основе дифференцированного прогнозирования дебита жидкости и обводненности. Одним из методов такого подхода может быть анализ статистического материала о работе скважин. Покажем этот метод.

1. Фактические данные для прогнозирования обводненности целесообразно предварительно обработать. Обработка заключается в объединении группы скважин с примерно одинаковым темпом изменения обводненности. Распределение скважин по группам проводят на основе конкретного опыта эксплуатации. Применительно к условиям основных месторождений Татарии установлено, что при обработке фактических данных по изменению обводненности в насосных скважинах наиболее   рационально формировать группы скважин с дебитами жидкости, м3/сут:

малой производительности (5-12);

ниже средней производительности (12-20);

средней производительности (20-80);

выше средней производительности (80-200);

высокой производительности (200 и более).

Эти группы скважин отличаются своим темпом изменения обводненности продукции. Не останавливаясь подробно   на многочисленных фактических данных по различным нефтегазодобывающим управлениям, проиллюстрируем данную методику на фактической динамике изменения обводненности (рис. 3.17), построенной по средним

данным для НГДУ Альметьевнефть и Бавлынефть (скважины с ЭЦН) и объединения в целом (скважины с ШГН).

Из рисунка видно, что в скважинах с малой производительностью (средний дебит жидкости по этой конкретной группе меняется в пределах 8,7-9,6 т/сут), темп изменения обводненности чрезвычайно мал и составляет за анализируемый тридцатилетний период в среднем (3-5)·10-4 мес-1, то есть при прогнозировании "ненарушенного" дебита нефти изменением обводненности можно пренебречь. Даже при оценке недобора за период, превышающий один год, максимальное изменение обводненности будет менее 1%, а в среднем - около 0,3%.

В группе скважин с производительностью ниже средней темпом изменения обводненности пренебречь нельзя. За рассматриваемый период он составил 18·10-4 мес-1.

Для скважин со средней производительностью темп изменения обводненности достаточно высок, за этот же период примерно в полтора раза выше, чем для предшествующей группы, и составляет около 25·10-4 мес-1. Если недобор будет оцениваться за год, то изменение обводненности при оценке "ненарушенного" дебита может достигать 5 - 6% и более.

При этом необходимо иметь в виду, что темп изменения прогнозируемой обводненности при конкретных расчетах недобора нефти следует обосновать по непосредственно предшествующему периоду (1 - 2 года).

Для третьей группы скважин   при   прогнозировании на 1973 г. по данным 1972 г. изменение обводненности составило бы 3% (что незначительно отличается от фактических данных за 1972 г.), при прогнозировании на 1984 г. по данным 1983 г. - 5,5% (погрешность около 1,5%) и прогнозирование на 1992 г. по данным 1991 г. - 2,8%.

2. Для скважин, оборудованных установками ЭЦН, прогнозирование "ненарушенного" дебита жидкости можно проводить по зависимости, полученной из совместного решения уравнений-характеристик:

пласта

                                                                                               (3.35)

забойного участка

                                                                    (3.36)

насоса

                                                                  (3.37)

В этих уравнениях A, A1, A2 - постоянные коэффициенты для данного типоразмера насоса; Qж -  фактическая объёмная производительность насоса по жидкости; Q - объёмная производительность насоса при коэффициенте подачи насоса αп = 1. Учитывая, что

                                                                                                            (3.38)

из системы уравнений (3.35)- (3.37) можно получить

(3.39)

В этой формуле параметрами, зависящими от времени являются:

коэффициент подачи αп = αп (τ);

коэффициент продуктивности К = К(τ);

плотность жидкости ρж = ρж(τ);

пластовое давление Рпл = Рпл(τ).

Первые три параметра αп, К, ρж являются прогнозируемыми. Пласговое давление Рпл определяется по фактическим данным за период, в течение которого проводят расчёт недобора жидкости.

Темп изменения коэффициента подачи насоса αп определяется, главным образом, свойствами перекачиваемой жидкости, наличием коррелирующих компонентов и механических примесей, строго говоря, степенью приспособленности погружного насоса к данным условиям эксплуатации. Выпускаемые в настоящее время насосы в обычном и износоустойчивом исполнении, естественно, не обеспечивают равной их адаптации к разным условиям. Следовательно, динамика коэффициента подачи в каждом конкретном случае (для данного месторождения или продуктивного горизонта) строится по фактическим данным.

При этом для каждого типа насоса, применяемого на данном месторождении, следует построить, эталонную кривую изменения коэффициента подачи, которая с необходимой точностью может быть использована при определении недобора. Применительно к нижнему эксплуатационному объекту месторождений Татарстана необходимость учета изменений коэффициента подачи во времени при определении недобора отсутствует. Это объясняется незначительным износом лопаток и направляющих колес насоса в течение периода их эксплуатации до замены установки.

Прогнозирование коэффициента продуктивности К проводится на основе фактических данных по его изменению в предшествующий период конкретно для каждой скважины, хотя и в этом случае, основываясь на систематических наблюдениях, могут быть выделены группы скважин с одинаковым характером изменения.. При определении недобора за непродолжительный промежуток времени величина К может быть принята постоянной.

Прогнозирование плотности жидкости непосредственно связано с расчетом значений обводненности:

                                                                                (3.40)

где ρн, ρв - плотность соответственно нефти и содержащейся в пластовой продукции воды; b - обводненность пластовой продукции в объемных долях.

Вслед за определением прогнозируемых значений обводненности b(τ) (например, с помощью зависимостей, представленных на рис. 3.18) и дебита скважины по жидкости Qж(τ) находится функция "ненарушенного" дебита скважины по нефти Q

                                                                         (3.41)

Учитывая, что функция фактического объемного дебита нефти Q(τ) в уравнении (3.34) не поддается формализации, определение значения недобора нефти Vн.д, вызванного отключением данной скважины на подземный ремонт, следует проводить путем численного интегрирования указанного уравнения. Величина недобора нефти Vн.д  отражается заштрихованной площадью на рис. 3.18, построенном для гипотетических условий. Зона I на этом рисунке означает период падения дебита после отключения погружной установки, зона II - период фонтанирования скважины через насос, зона III -задавка скважины технологической жидкостью, зона IV - скважина задавлена и на ней проводятся ремонтные работы, зона V - период освоения и вывода на новый режим эксплуатации, зона VI - работа на новом режиме; τ - время, в течение которого определяется недобор нефти Vн.д.

Если линия Q(τ) на некоторых участках будет располагаться выше линии Qреж(τ), то величина Vн.д. определяется алгебраическим суммированием площадей, ограниченных этими линиями.

В интервалах с Qреж(τ) > Q(τ) величина поверхности будет иметь знак плюс, а в интервалах с Qреж(τ) < Q(τ) - знак минус.

Наличие достоверной информации о недоборе нефти позволяет решать ряд задач планирования службы подземного ремонта, в частности, определения очередности ремонта выделенной группы скважин. В этом случае, обеспечение минимального недобора нефти, вызванного ремонтом группы скважин, является основным критерием.

Кроме того, в нефтедобывающих управлениях показатель "недобор нефти" служит для стимулирования основных и вспомогательных подразделений. Впервые данная методика была апробирована в НГДУ Бавлынефть как система стимулирования и премирования работы инженерно-технических работников, занятых подземным ремонтом, эксплуатацией, монтажом и демонтажем электроцентробежных насосов. По этой системе в число основных показателей положения о премировании работников цеха текущего ремонта скважин включен такой показатель, как "непревышение плановых недоборов нефти".

Наконец, следует отметить, что в связи с возрастанием роли сточных и пластовых вод в промысловой технологии (для закачки в нагнетательные скважины и задавки добывающих) дополнительным оценочным критерием может служить показатель недобора пластовой воды, содержащейся в продукции скважин. Повсеместное применение растворов с химреагентами (ГЭР) и внутрискважинная обработка для предупреждения образования вязких эмульсий снижают недобор нефти из пласта и повышают технико-экономические показатели подъёма продукции на поверхность. Поэтому этот показатель также может быть включен как оценочный критерий по стимулированию и премированию работников, занятых ремонтом и эксплуатацией скважин действующего фонда.