Особенности работы малодебитной скважины при периодической эксплуатации

Периодическая эксплуатация скважин имеет ряд особенностей, обусловленных гравитационной сепарацией флюидов в стволе скважины. Чередование периодов откачки и накопления продукции позволяет в определенной степени использовать эти особенности для уменьшения обводненности продукции и недопущения образования стойких водонефтяных эмульсий. Рассмотрим работу насоса в скважине с обводненной продукцией.

• 1    фаза. Отбор жидкости прекращен, в скважине находится динамический столб жидкости. Происходит восстановление уровня. В скважину притекают нефть и вода.

• 2    фаза. Давление полностью восстановилось, исчезло влияние гидродинамических сил в пласте. Происходит гравитационное расслоение жидкости в скважине. При этом за счет разности плотностей нефти и воды нефть в пласте также стремится подняться вверх, при этом создается избыточное давление. Если кровля пласта горизонтальна или имеет уклон в сторону скважины, то в скважину будет притекать нефть. Вода в процессе гравитационного разделения уходит в пласт. Если нефти достаточно в окружающем скважину пласте, то она может полностью заполнить скважину. Если кровля пласта имеет уклон от скважины, то приток нефти в скважину будет очень незначительный или его вообще не будет.

• 3    фаза. Спустя определенный промежуток времени включается насос. Если насос установлен так, что его прием оказывается в зоне всплывшей нефти, то он отбирает нефть, уровень снижается, уровень водонефтяного раздела (ВНР) поднимается. В зависимости от характеристики притока в скважину до приема насоса дойдет либо динамический уровень, либо ВНР, либо то и другое вместе. После этого останавливают насос. Происходит переход к 1 фазе.

В зависимости от времени простоя скважины 2 фаза может либо отсутствовать, либо присутствовать. Если она отсутствует, то средняя обводненность продукции, поднимаемой насосом на поверхность, будет равна обводненности продукции, поступающей из пласта. Если она присутствует, то за счет гравитационного противотока нефти из пласта в скважину, воды из скважины в пласт обводненность продукции на устье скважины может уменьшиться, теоретически вплоть до нуля.

Чтобы реализовать схему с гравитационным замещением воды нефтью (так называемый «метод коротких подвесок), необходимо определить:

• 1.    В каких скважинах и при каких условиях может происходить переток флюидов;

• 2.    Сколько времени потребуется на замещение воды нефтью в скважине.

В экспериментах, результаты которых приведены в работе Я.З. Хасанова, время накопления менялось для различных объектов и составляло в среднем 23 сутки, 76 суток (при диапазоне 13 - 136 суток), и в диапазоне 12-32 суток. Явление гравитационного замещения воды нефтью характерно не для всех скважин. Поэтому рекомендуется производить выбор скважин и определять время простоя экспериментально.

Очевидно, что для успешной реализации технологии безводной добычи с использованием гравитационного фактора время простоя должно быть достаточно длительным, чтобы проявилась фаза 2. Фаза 1 с точки зрения снижения обводненности - бесполезная, так как в скважину происходит приток воды и нефти, и только в фазу 2 вода в некоторых скважинах может поглощаться обратно пластом. Поэтому необходимо знать время восстановления давления. Если оно превышает или равно времени остановки скважины, то при повторяющихся циклах не будет накопления нефти в стволе скважины, при откачках ее количество будет уменьшаться вплоть до нуля.

В предположении, что пласт работает непрерывно (отсутствует фаза простоя 2), рассчитаем положение водонефтяного раздела в скважине после накопления жидкости. Рассмотрим схему (рис. 1), иллюстрирующую изменение водонефтяного раздела (ВНР) в скважине после остановки насоса.

При работе насоса ВНР всегда находится на его приеме. После остановки насоса начинается подъем уровня и продолжается затухающий приток в скважину. Одновременно с этим происходит гравитационная сегрегация флюидов в стволе скважины. При работе насоса был столб нефти Н_нас – Н_дин и столб водонефтяной смеси Н_пл - Н_нас . Для простоты будем считать, что расходное водосодержание смеси равно объемному.

Рисунок 1 – Расчетная схема периодической работы

При простое в скважину притечет объем жидкости, равный объему кольцевого пространства в интервале от Н_ст до Н_дин :

П

F = T №н - ^ нар ) (« дин - Н„)              (1)

Нефти в этом обьеме будет:

К. 1 = (1 - В)^

Кроме того, произойдет гравитационное расслоение жидкости, находившейся ниже приема насоса, и при этом выделится объем нефти, равный:

К. 2 = "^ ^ вв (Н пл — Н в _а с )(1 — В)

Этот объем, попадая в затрубное пространство, образует столб высотой:

нв

4<Н пл -Н н _а с )(1-В)

4№н

-

)

Во время периода восстановления уровня происходит собственно накопление жидкости и гравитационное разделение нефти и воды в стволе скважины. Время, необходимое для гравитационного разделения воды и нефти, оценим по формуле:

t i

Н с

-

Н погр

^ В

где Нс - высота статического столба жидкости в м;

Нпогр - погружение насоса под динамический уровень, м;

цВ - скорость всплывания капли нефти в м/с.

Основываясь на экспериментальных данных скорости всплывания капель нефти в воде полученных Х.М.Батыровым, сделаем оценку цВ = 10 см/с. тогда при Нс = 1000 м, Нпогр = 200 м. получим t1 = 2,2 часа. Очевидно, что уже в первые 1,5 -2 часа процесс гравитационного разделения в основном уже завершается. После завершения сепарации и полного восстановления уровня, водонефтяной раздел установится в скважине на уровне:

^Н = ^Н ст + (я_нас - Я ди _Н) + (1 - В)⁽ Н ди_Н - я_ст)

D 2

+ _П2 Л2  (Н пл - Н нас )(1 - В)                              (6)

2       2 - вн     нар

Упрощая, получим:

Н — Ннас

—

В(Н дин

—

^Нст ) ⁺

(Н пл

—

Н нас )

—

( ^ нар\² D вн⁾

(1 —В)

Условием того, что ВНР опустится

ниже приема насоса, будет H -

H нас

> 0, откуда получим неравенство:

В(Н дин

—

Н ст ) < +

(Н пл

—

Н нас )

—

( ^ нар? D вн )

(1 —В)

Полученное неравенство имеет простой физический смысл - столб выделившейся воды при простое (левая часть неравенства) должен быть меньше столба сепарированной нефти (правая часть неравенства).

Из уравнений очевидно, что начале периода откачки насос сначала работает на воде, затем, по мере снижения уровня - на водонефтяной смеси. Однако, при простое скважины разделение фаз произойдет не только в обсадной колонне, но и в подъемных трубах. После запуска скважины в работу, ее продукция будет характеризоваться резкими скачками обводненности. Сначала на поверхность будет поднят отстоявшийся столб нефти из подъемных труб, затем осевшая в трубах вода, затем вода из ствола скважины. Когда ВНР опустится до приема насоса, в выкидную линию пойдет продукция, обогащенная нефтью за счет снижающегося динамического уровня. Только когда динамический уровень займет свое стационарное положение, определяемое равенством производительностей скважины и насоса, обводненность продукции на устье стабилизируется, и будет равна обводненности жидкости, поступающей из пласта. Этот процесс при малой производительности насоса и скважины может быть достаточно долгим.

Таким образом, обычный процесс периодической эксплуатации (в котором отсутствует фаза 2) будет характеризоваться значительными колебаниями обводненности продукции скважины. Возможно, что поочередное поступление в насос жидкости с большей и меньшей обводненностью по сравнению со средней будет играть положительную роль в снижении образования стойких эмульсий. Чтобы использовать этот эффект, необходимо целенаправленно спроектировать оборудование и режим его работы.