При значительном снижении забойного давления в добывающих скважинах на индикаторной диаграмме наблюдается максимум дебита, который соответствует предельно допустимому забойному давлению. Данный параметр чрезвычайно важен для эффективной выработки запасов нефти, так как приведение забойного давления к предельно допустимому позволяет увеличить добычу нефти. В связи с этим была поставлена задача уточнения предельно допустимых забойных давлений для основных отложений, разрабатываемых ПАО «Татнефть». В эксперименте участвовало 79 скважин, из них эксплуатирующих терригенный девон – 40, терригенный карбон – 19, карбонатные отложения – 20. Для подтверждения достоверности данных о давлении в 64 скважинах спущены глубинные манометры на кровлю пласта. Впервые проведены исследования по определению предельно допустимого давления для 8 горизонтальных скважин. Для всех скважин строились индикаторные диаграммы по дебитам жидкости и нефти, оценивались ухудшение фильтрационных параметров при снижении давления и их восстановление после повышения забойного давления. Результаты длительных исследований свидетельствуют о следующих тенденциях. Для 83 % скважин получены предельно допустимые давления, соответствующие максимальному дебиту скважин, для 17 % скважин получены индикаторные диаграммы, не имеющие экстремумов дебита. В целом наблюдается значительный разброс предельно допустимых давлений и отношений данного параметра к давлению насыщения даже в пределах одного типа отложений, что, видимо, обусловлено различием физико-химических свойств нефти, фазовых проницаемостей для нефти и газа, гидропроводности и др. Зависимости предельно допустимого забойного давления от обводненности скважин в пределах одного типа отложений не установлено. Предельно допустимые давления, определенные по дебитам жидкости и нефти скважин, примерно одинаковы, что связано с относительным постоянством динамики обводненности. При снижении забойного давления до предельно допустимого, а тем более ниже предельно допустимого давления, наблюдается значительное уменьшение продуктивности. Прямой и обратный ход индикаторных диаграмм свидетельствуют о неполном восстановлении фильтрационных параметров призабойной зоны при повышении забойного давления после работы скважины с низкими забойными давлениями, однако данные изменения находятся на уровне погрешности замеров дебита. Исследования показали, что для горизонтальных скважин предельно допустимые забойные давления выше, для вертикальных, что может быть обусловлено большей областью прискважинной зоны с ухудшенными в результате разгазирования нефти свойствами. В целом полученные результаты могут быть использованы при реализации мероприятий по интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть».
Список литературы
1. Обоснование оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов / Р.Х. Муслимов, Н.Г. Зайнуллин, Р.Н. Дияшев, И.Х. Зиннатов // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 9. – С. 27–29.
2. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. – М.: Недра, 1984. – 207 с.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: ИЦ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – 448 с.
4. Vogel J.V. Inflow performance relationships for solution gas drive wells // Journal of Petroleum Technology. – 1968. – V. 20. – № 1. – P. 83–92. – DOI: 10.2118/1476-PA.
5. Fetkovich M.J. The isochronal testing of oil wells // Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME, 30 September – 3 October 1973, Las Vegas, Nevada. – 24 p. – DOI: 10.2118/4529-MS.
6. Wiggins M.L. Generalized inflow performance relationships for three-phase flow // SPE 25458-MS. – 1993. – DOI: 10.2118/25458-MS.
7. Иктисанов В.А., Бобб И.Ф., Ганиев Б.Г. Изучение закономерностей оптимизации забойных давлений для трещинно-поровых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 94–97.
8. Иктисанов В.А. Закономерности управления разработкой нефтяных месторождений при помощи оптимизации забойных давлений для порового коллектора // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – С. 14–18.
