Как рассчитать депрессию на пласт
Как рассчитать депрессию на пласт
Решение. Давление поглощения по формуле (2.8) составляет
Рп Рнас, выделение газа из нефти, находящейся в скважине, не происходит.
Относительное давление можно вычислить из соотношения (2.16)
(Котн)900= 
= 1.
Устьевое давление в скважине Ру – это давление на устье скважины, закрытой при аварийных нефтегазоводопроявлениях или при гидроразрыве пластов для интенсификации притока нефти из них и т. д. Избыточное давление в кольцевом пространстве у устья может поддерживаться, например, при бурении или цементировании скважины. Относительная плотность промывочной жидкости в скважине рассчитывается по формуле
, (2.17)
где: ρв – плотность пресной воды (ρв = 1000кг/м3).
ρn – плотность жидкости в скважине.
Относительная эквивалентная плотность столба промывочной жидкости рассчитывается по формуле
. (2.18)
Задача 2.7. Рассчитайте давление на устье скважины для условий задачи 1, закрытой после разбуривания нефтеносных песчаников. Пластовое давление составляет 12 МПа, а давление насыщения нефти газом 1,9 МПа.
Решение. Устьевое давление составляет
Ру= 12 · 106 – 980 · 9,8 · 900 = 3,4·106 Па.
Так как верно соотношение Ру>Рнас выделение растворенного газа из нефти в скважине не происходит.
Депрессия на пласт рассчитывается по формуле
ΔРд = Рпл – Рскв. (2.19)
Бурение с депрессией на пласт может приводить к осыпанию стенок скважины и, как следствие, к прихватам, затяжкам и т. д. бурового инструмента. Для качественного вскрытия продуктивного пласта может предусматриваться его разбуривание на депрессии c применением специального герметизирующего устье оборудования. Депрессию на пласт необходимо поддерживать в добывающих скважинах.
Депрессию на пласт можно вычислить также по формулам
(2.20)
(2.21)
Формула (2.21) используется для определения депрессии на пласт в динамичных скважинах или в скважинах, на устье которых имеется противодавление (устьевое, устьевое в кольцевом пространстве и т. д.).
Задача 2.8. Вычислите величину депрессию на пласт глины при разбуривании их на воде для условий задачи 2.1. Поровое давление на подошве глин принять 10 МПа.
Решение. Коэффициент аномальности порового давления на подошве пласта глины составляет
.
Относительное эквивалентное давление в скважине на глубине 800 м при разбуривании на воде составляет
.
Величина депрессии определяется по формуле (2.20)
Репрессия на пласт рассчитывается по формуле
ΔРр=Рскв – Рпл. (2.22)
Бурение с репрессией необходимо для поддержания устойчивости стенок скважины и предупреждения нефтегазоводопроявлений. Для качественного вскрытия продуктивного пласта регламентируется допустимая репрессия при его первичном вскрытии. Репрессию на пласт необходимо поддерживать в нагнетательных скважинах.
Для безаварийного строительства и эксплуатации скважин в них необходимо поддерживать следующие соотношения
Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа
3. Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа
депрессия на пласт, МПа;
забойное давление, МПа;
пластовое давление, МПа;
4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут
фактический весовой дебит, т/сут;
коэффициент продуктивности, т/сут МПа;
депрессия на пласт, МПа;
5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м 3 /сут
фактический объёмный дебит, м 3 /сут;
фактический весовой дебит, т/сут;
плотность нефтяной эмульсии, кг/м 3 ;
6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м 3 /сут
теоретический объёмный дебит, м 3 /сут;
фактический объёмный дебит, м 3 /сут;
7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:
идеальная подача – 35 м 3 /сут;
наибольшая высота подъема жидкости – 1200 м;
наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток – 80 (8) кн (тс);
наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора – 40 (4000) Кн м (кгс. м);
условный диаметр НКТ – 60 мм;
9. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:
полезная мощность электродвигателя, кВт;
стандартный диаметр плунжера, м;
наибольшая длина хода плунжера, м;
0,8 – КПД станка-качалки;
1,2– коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК;
глубина спуска насоса, м;
0,75 – коэффициент подачи насоса, д.ед.;
необходимое число качаний, мин -1 ;
N=401·10 -7 ·3,14·32 2 ·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт
Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 5.1. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Рославльскому месторождению.
Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.
Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.
Скважины для проведения оптимизации.
1.скважина №560 (Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3
2.скважина №1053 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3
3.скважина №517 (Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3
4.скважина №552 (Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3
5.скважина №536 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3
6.скважина №541 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3
7.скважина №612 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3
Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут
7. Проведение испытания пласта
7.1. Выбор объекта испытания
7.1.1. Объект испытания ИПТ должен назначаться геологической службой Недропользователя на основании всей информации по данному региону, рекомендаций геолого-технологических (ГТИ) и геофизических исследований (ГИРС), выполненных в процессе бурения скважины.
7.1.2. Для структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважин предусмотрены единый обязательный комплекс ГИРС и единый комплекс ГТИ, для эксплуатационных скважин обязательные комплексы ГИРС и ГТИ отличаются уменьшением количества выполняемых методов и объема исследований в соответствии с «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах».
7.1.3. К испытанию ИПТ в процессе бурения скважины рекомендуются объекты, которые оцениваются как продуктивные или возможно продуктивные:
7.1.4. Интервалы с неоднозначной характеристикой насыщения должны быть испытаны ИПТ с целью исключения пропуска продуктивного объекта, уточнения границ газонефтеводоконтакта (ГВК, ВНК, ГНК) и количественной оценки гидродинамических параметров.
7.1.5. Испытания объектов с установленным характером насыщенности (по ГТИ и ГИРС) должны проводиться с целью изучения физико-химических свойств пластового флюида, расчета гидродинамических параметров пласта и его эффективной толщины, которые могут использоваться при составлении технологических схем и проектов разработки залежи.
7.1.6. К испытанию ИПТ должны рекомендоваться не только нефтенасыщенные пласты, но и водоносные объекты с целью оценки возможности использования пластовых вод для заводнения нефтяных залежей.
7.1.7. Пласты с различным характером насыщения (газ, нефть, вода) рекомендуется по возможности испытывать с селективным разобщением каждого интервала. Для повышения достоверности выделения коллектора и определения характера насыщения в случае переслаивания коллекторов и плотных пород (толщиной 10 МПа) репрессиями вскрытия интервала, особенно на утяжеленном буровом растворе, расчетная депрессия может оказаться выше допустимой для испытательного оборудования, бурильных труб и перепада на пакер. В таких случаях депрессия на пласт должна быть уменьшена (≤ 35 МПа) с учетом вышеуказанных факторов.
7.4.5. Величины перепада давления на ИПТ указаны в технических характеристиках комплексов. Допустимая депрессия с учетом прочности бурильных труб на смятие от внешнего давления (гидростатического столба) буровой жидкости не должна превышать значений, указанных в таблице 7.3.1 и приложении Г.
Перепад давления на пакер рассчитывается с учетом устойчивости труб хвостовика
7.4.6. В слабосцементированных терригенных коллекторах депрессию целесообразно ограничивать для предотвращения обвала и выноса пород.
7.4.7. При планировании испытания газонасыщенных коллекторов депрессию ограничивают для снижения скорости движения газа и уменьшения абразивного износа клапанных механизмов ИПТ.
7.4.8. В нефтенасыщенных коллекторах депрессию предпочтительно снизить для создания благоприятных условий движения однородной жидкости по линейному закону фильтрации в призабойной зоне пласта.
7.4.9. В трещинных коллекторах снижение депрессии на пласт сводит к минимуму вероятность смыкания микротрещин в пропластках.
7.4.10. Для различных геологических горизонтов оптимальной считается такая депрессия на пласт, при которой более эффективно реализуется информация по ГИРС, ГТИ и техническим характеристикам ИПТ. Расчетная депрессия на пласт уточняется на основании промыслового опыта испытания в конкретном регионе с учетом глубины залегания пласта и конструкции скважины.
7.4.11. В промысловой практике величина депрессии при проведении работ на скважине регулируется путем предварительного заполнения части колонны труб технической водой, буровым раствором, специальной жидкостью (особенно над ИПT) с остановками при спуске компоновки ИПТ или автоматическим заполнением труб затрубной жидкостью.
Регулирование депрессии на пласт может осуществляться применением в компоновке ИПТ конструкций гидравлических регуляторов с плавным или ступенчатым изменением депрессии в процессе многоциклового испытания объекта.
7.4.12. Снижение депрессии на пласт производится в высоко дебетных скважинах с целью обеспечения безопасных условий их испытания с помощью забойных штуцеров диаметром от 6 до 20 мм. Необходимо соблюдать следующее правило: чем выше ожидаемая активность притока, тем меньше должен быть диаметр штуцера.
Испытание пласта без применения забойного штуцера запрещается, если это не указано в плане работ по испытанию.
7.4.13. Продолжительность испытания в открытом стволе планируется с учетом времени безопасного пребывания ИПТ на забое скважины. Технологические схемы предусматривают одно-, двух- и многоцикловые испытания объекта.
Если время безопасного нахождения ИПТ в глубокой скважине менее 1,5 ч, то предпочтительнее проводить испытание пласта в один цикл – «приток – восстановление».
При одноцикловом испытании объекта важно правильно распределить общее время на открытый и закрытый периоды испытания в зависимости от геологического разреза, качества вскрытия и насыщенности испытываемых пластов.
При испытании низкопроницаемых пластов, если даже все время использовать на открытый период, представительного притока жидкости из пласта иногда можно не получить, при этом не будет однозначно определен характер насыщения и не останется времени на регистрацию восстановления пластового давления. При недостаточном времени открытого периода испытания пласта (≤ 10 мин) воронка депрессии в пласте может не преодолеть зону ухудшенной проницаемости вблизи ствола скважины. В этом случае не будет получена пластовая жидкость, а кривая восстановления пластового давления, хотя и зафиксирует пологий участок КВД, но будет характеризовать проницаемость «скиновой» зоны. Рассчитанное по такому КВД пластовое давление будет завышенным.
7.4.14. При многоцикловом испытании во время первого периода притока (Т1 ≥ 10 мин) достигается снятие репрессии в околоствольной зоне, разрушение глинистой корки и очистка призабойной зоны. Первый закрытый период (t1 ≥ 30-50 мин) позволяет зарегистрировать начальное пластовое давление. Оставшееся время в пределах безопасной выдержки ИПТ на забое можно использовать или только на второй открытый период (1,5-цикловое испытание) для получения представительного объема пластовой жидкости, или также распределить на второй открытый и второй закрытый периоды испытания (двухцикловое испытание).
Многоцикловое испытание способствует изучению пласта на большей радиальной глубине, контролирует изменение его фильтрационных свойств в прискважинной зоне.
7.4.15. В плотных интервалах с низкой активностью пласта целесообразно создать 2-3 кратковременных гидроудара (воздействия депрессии) открытием и закрытием впускного клапана ИПТ, а затем продолжительное время выдержать на открытом периоде испытания, создавая более благоприятные условия для притока жидкости и его контроля на устье скважины.
В неустойчивых интервалах общую продолжительность открытого и закрытого периодов не рекомендуется устанавливать более времени испытания скважины на прихват.
При испытании коллекторов, насыщенных газом, газовым конденсатом, нефтью с высоким газосодержанием, время притока следует ограничивать во избежание открытого фонтанирования из труб.
7.4.16. Общая продолжительность выдержки ИПТ в скважине должна обеспечить получение пластовой жидкости в объеме, достаточном для однозначной оценки насыщенности коллектора, регистрации качественных кривых притока и восстановления давления.
7.4.17. Объем притока можно приближенно рассчитать по начальным и конечным показаниям устьевых газовых счетчиков с учетом упругого расширения бурового раствора, поступившего из подпакерного интервала,
