Дается характеристика необходимого и обязательного критерия для диагностики наличия негерметичности системы «подъемный лифт-насос» в виде второго локального положительного экстремума производной давления, который эффективен даже тогда, когда такие признаки как «hump» и «плато» в явной форме себя не проявляют. Объясняется принцип разделения исходного массива информации на искаженный и не подверженный влиянию обсуждаемого явления. Отражены выводы и рекомендации к применению полученных результатов.

Характер проявления обозначенных выше обстоятельств изучался как отечественными, так и зарубежными специалистами. Установлено, что их присутствие может существенным образом искажать динамику изменения H(Pзаб) в процессе исследования и визуально выражается в трансформации формы кривой восстановления уровня (КВУ), изменения давления (КИД) в сравнении с классическим ее представлением.

В частности, в [1] указывается, что в насосных скважинах зависимости H(Pзаб)-f(t) могут быть осложнены эффектом, называемым «hump» (бугор). Рассматриваются два варианта для объяснения природы которых авторы используют следующие аргументы:

• сегрегация фаз (например, газа и жидкости) в затрубном пространстве скважины;
• негерметичность обратного клапана насосной установки.

Заметим, что вопросы влияния разделения насыщенной пластовой смеси на газовую и жидкую составляющие в стволе скважины на результаты исследований неустановившейся фильтрацией обстоятельно изучены [2, 3] и совместно с методикой интерпретации представлены, например, в [3].

Проблема негативного воздействия факта негерметичности системы «подъемный лифт-насос» на временные вариации численных оценок Рзаб, на наш взгляд, не ограничивается рамками формата «hump». В зависимости от конкретных условий, а именно от локализации негерметичности, ее геометрических характеристик, интенсивности излива через нее флюида и т.п. визуальные отображения анализируемого явления могут существенно отличаться от описанных в [1]. Исходя из сказанного, по мнению авторов, более детальное изучение симптомов процессов, имеющих место в скважине при негерметичности насосно-компрессорных труб (НКТ) и системы клапанов насосного оборудования и их отражения на результатах исследований методом КВУ (КИД) актуально.

В результате проведенных работ было идентифицировано две разновидности формы искаженных зависимостей H(Pзаб)-f(t), которые представлены на рис. 1. Для более рельефного выделения соответствующих специфических признаков анализируемых совокупностей замеров (по отношению к типичным), они были выполнены в координатах Рзаб, Р'заб — (t)^0.5, где Р'заб — производная забойного давления.

Завершающая фаза обработки информации сводилась к процедуре адресного скважинного сравнения выделенных разновидностей кривых с кривыми, полученными после смены насоса. Наиболее показательные результаты такого сопоставления отражены на рис. 2. Если имел место анализируемый случай, принималось, что присутствие не типичных участков на графиках H(Pзаб)-f(t) до смены ГНО действительно обусловлено именно негерметичностью системы «НКТ-насос», а не, например, геологической спецификой объекта добычи. Такие кривые использовались для дальнейшего, более детального изучения.

После остановки и закрытия скважины на исследование методом КВУ (КИД) при исправном ГНО трубы и затрубье разобщены друг с другом посредством обратного клапана. В начальный момент времени депрессия на пласт (ΔР) сопоставима с перепадом давления между коллектором и забоем, который был на режиме эксплуатации. Дебит и состав флюида также идентичны данным характеристикам, реализуемым в процессе добычи. Флюид поступает только в ЗП. В дальнейшем происходит затухание притока с одновременным снижением ΔР. При наличии попутной воды ее доля в потоке сокращается и по достижении определенного уровня величины Рзаб становится минимальной. На забой, а, следовательно, и в затрубье будет попадать преимущественно насыщенная нефть как более лёгкая и подвижная фаза в сравнении с водой, смещая тем самым объемное соотношение жидких фаз в ЗП в пользу углеводородной части.

Если запорное устройство не выполняет свое функциональное назначение, то в пространство между НКТ и обсадной колонной поступает флюид как из коллектора, так и из полости подъемного лифта, поскольку давление в нем на уровне приема насоса (Р*тр) выше чем в точке установки ТМС (Рзаб). Как в сообщающихся сосудах после окончания перетока столбы газожидкостных композиций в трубах и затрубье будут стремиться к уравновешиванию друг друга, но поскольку они находятся под различными избыточными давлениями (Ртр и Рзатр) и имеют не одинаковые плотности (ρ1> ρ2), то на условной границе, приуроченной, например, к глубине фиксации Рзаб, имеет место выравнивание давлений, но при отличающихся уровнях в концентрической трубной подвеске. Поступление из пласта нефти, газа и воды идентифицируется с фактором, провоцирующим отклонение системы от состояния равновесия. Но при этом, дополнительный объем насыщенной жидкости, попавший в емкость кольцевого канала инициирует обратное действие, а именно, возвращение ее в состояние равенства давлений на плоскости сравнения. Такой колебательный процесс продолжается до тех пор, пока не произойдёт выравнивание высот подъема ГЖС и величин Ртр и Рзатр в колонне НКТ и ЗП.

Графическая иллюстрация первых трех из перечисленных ситуаций представлена на рис. 3 в формате двух зависимостей: Рзаб–f(t) и Р'заб–f(t). Вся область изменения исследуемых величин исходя из характерных участков кривых разделена на несколько зон.

По мнению специалистов, [1] возникновение локального экстремума давления на КВУ (КИД) в начальный период исследования насосных скважин объясняется негерметичностью обратного клапана ЭЦН.

Рассмотрение результатов, подобных описываемому ниже, позволило авторам прийти к идентичному выводу. В конкретном примере дебит скважины перед ее остановкой составлял 24 м³/сут при обводненности 78%. Начальные параметры нефти, такие как газовый фактор и давление насыщения оценены величинами 67 м³/м³ и 7,3 МПа соответственно. Извлечение насоса в результате проведения подземного ремонта, позволило диагностировать факт поломки впускного клапана одностороннего действия.

После остановки и закрытия скважины в ЗП поступает флюид как из коллектора, так и из полости НКТ. Флюид из насосных труб представляет собой избыточный объем жидкости по отношению к притоку из пласта, в силу чего его перелив нарушает истинное соотношение между забойным и пластовым давлением.

Данный факт находит свое отражение в том, что величина Pзаб на раннем этапе исследования растет достаточно интенсивно (зона 1, первый локальный положительный максимум на кривой производной, точка «А». Здесь и далее, в качестве реперных отметок используются соответствующие точки на диагностическом графике Рзаб-f(t)). По мере снижения давления в НКТ перелив продолжается, но его интенсивность падает. Убывает так же и дебит послепритока. Характер изменения давления в этот момент характеризует зона 2. Рзаб при этом может достичь, а затем и превысить уровень текущего пластового давления в окрестности скважины. При достижении забойным давлением давления начала приемистости (Pпр), (точка «В») изменяется направление фильтрации газожидкостной смеси (ГЖС), а именно, она начинает поступать в пласт обуславливая, тем самым уменьшение Pзаб (зона 3), что выражается на графике Pзаб-f(t) характерным изломом кривой. Снижение продолжается до тех пор, пока не прекратится переток через клапан и насос и не восстановится истинное соотношение между Pзаб и текущим Pпл. (точка «С»). С этого временного этапа исследований начинает проявлять себя остаточное влияние ствола скважины, не подверженное воздействию массообмена между трубами и затрубьем (зона 4, характерный второй положительный локальный экстремум на кривой производной). После точки «D» дальнейшее изменение давления уже не будет искажено влиянием негерметичности ГНО и послепричным эффектом (зона 5).

Явления, происходящие в стволе скважины и приуроченные к трансформации давления в зонах 1 и 2 практически идентичны рассмотренным выше. Отличие заключается в том, что в точке «В» значение Рзаб ниже величины текущего Рпл в прискважинной области. Данная позиция на графиках соответствует времени окончания перелива из НКТ через обратный клапан. При этом, как было отмечено ранее, уровни ГЖС в лифтовом подъемнике и ЗП в силу различия плотностей, находящихся в них жидкостей и отличающихся избыточных давлений, имеют не одинаковые высоты. Начиная с точки «В» (зона 3, «плато») реализуется переходный период выравнивания столбов ГЖС в сообщающихся трубных емкостях. Интенсивность роста Рзаб при этом существенно снижается, так как часть объема флюида, поступающего в кольцевое пространство (в силу большего эквивалентного диаметра ЗП и большей сжимаемости среды), расходуется на компенсацию разности высот композитных столбов жидкой фазы в насосном лифте и межтрубье. В точке «С» устанавливается единая граница раздела «газ-жидкость» по всей внутрискважинной площади поперечного сечения. Процессы изменения давления в областях 4 и 5 имеют такую же физическую подоплеку, как и в случае 1.

Обсуждаемая ситуация имеет некоторые специфические особенности по отношению к уже представленным. В зоне 1 динамика изменения Рзаб обусловлена теми же факторами, что и в примерах 1 и 2. В зоне 2 темп снижения давления вызван как падением его в НКТ, так и затуханием притока из пласта. В точке «В» уровень жидкости в подъемных трубах совмещается с глубиной локализации негерметичности и переток через нее прекращается. Последующее замедление роста Рзаб связано только с уменьшением удельного расхода флюида, поступающего из пористой среды (зона 3). При этом столб флюида в полости центральной трубной колонны отжимается газом, перетекающим из ЗП в силу выравнивания избыточных давлений Ртр и Рзатр. В точке «С» уровень ГЖС в затрубном пространстве достигает местоположения нарушения целостности тела насосных труб. Суть дальнейшего временного преобразования давления в областях 4, 5 и 6 аналогична варианту 2 (зоны 3, 4, 5). Точка «Д» при этом соответствует началу остаточного влияния ствола скважины, а точка «Е»-началу не искаженных замеров давления.

Выявленный признак, по мнению авторов, следует рассматривать в качестве необходимого атрибута, позволяющего в совокупности с другими показателями («hump», «плато») уверенно диагностировать наличие осложнения, проявляющего себя как негерметичность системы «подъемный лифт насос». Установленный критерий эффективен даже тогда, когда другие необходимые, но недостаточные показатели могут в явной и очевидной форме себя не выражать. Наглядный пример подобной ситуации отражен на рис. 4а. Из рисунка видно, что на кривой Рзаб-f(t0.5) отсутствуют какие-либо заметные специфические участки («hump», «плато»), дающие основание утверждать о существовании факта негерметичности НКТ или обратного клапана насоса. Однако присутствие второго локального положительно экстремума на диагностическом графике производной давления позволяет сделать вывод о том, что такая проблема имеет место, что нашло подтверждение при проведении дальнейшего подземного ремонта. Подъем ГНО позволил обнаружить негерметичность резьбового соединения НКТ. Исследования, реализованные после смены компоновки подземного оборудования (рис. 4б) демонстрируют отсутствие утечек флюида из насосно-компрессорных труб и насоса (на диагностическом графике второй локальный положительный экстремум производной характеризующий остаточное влияние ствола скважины давления отсутствует).

Результаты отражены в виде графических иллюстраций и выводов

негерметичность, подьемный лифт-насос, затрубное пространство, исследования, уровень жидкости, забойное давление, критерий, производная давления

А.Г. Козубовский, Т. В. Кузьмина. Влияние негерметичности системы «подьемный лифт-насос» на форму кривых восстановления уровня (давления) // Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №3. С. 14-17. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10082.

21.05.2020

УДК 622.276
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10082