Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах.
Освоение добывающих и нагнетательных скважин.
Вызов притока – технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.
Освоение скважины – комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.
Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости.
Под действием репрессии часть жидкости глушения может поглощаться пластом. Процесс снижения противодавления на пласт может быть осуществлен разными техническими средствами; при этом возможны следующие последовательно реализуемые варианты изменения забойного давления:
1 Рост забойного давления до максимальной величины Рзабmax – первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает.
2 Снижение забойного давления до величины пластового давления (Рзаб= Рпл) – вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля.
3 Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии – третья фаза вызова притока:
|
|
|
ΔP = Pпл – Pзаб
Таким образом, первая и вторая фазы – фазы поглощения, а третья – фаза притока; физические основы вызова притока и освоения скважины заключаются в исследовании степени и характера изменения противодавления на пласт, что связано с необходимостью проведения ряда гидродинамических расчетов технологических процессов вызова притока и освоения.
Известно несколько методов и много способов вызова притока и освоения. Выбор того или иного из них зависит от ряда критериев, основные из которых представлены ниже.
1 Величина пластового давления (с нормальным пластовым давлением, с АНПД, с АВПД). При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.
2 Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами (хорошей или низкой проницаемостью). При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.
3 Механическая прочность коллектора (слабо- и хорошосцементированные).
|
|
|
4 Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности k/μ и гидропроводностиkh/μ).
5 Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.
Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода вызова притока позволит получить наилучший технико-экономический эффект.
Можно дать следующую классификацию методов вызова притока и освоения скважин:
I Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения).
Реализуется различными способами, но наибольшее распространение получили промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями). При промывке скважины в период времени достижения уровнем раздела жидкостей башмака НКТ возникает 1 фаза (фаза роста поглощения пластом жидкости глушения). Вследствие этого происходит дополнительное изменение фильтрационных характеристик ПЗС. Именно поэтому выбору жидкости глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требования сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период 2 фазы (фазы снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости Кпр величину пластового давления Рпл и характер изменения забойного давления Pзаб(t). 3 фаза – фаза притока жидкости из пласта за счет создания депрессии ΔР.
|
|
|
При данном методе также используются закачки газообразного агента и пенных систем.
II Метод понижения уровня.
Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязнению» ПЗС в период вызова притока. Метод реализуется тартанием желонкой, свабированием, понижением уровня глубинным насосом.
III Метод «мгновенной» депрессии.
Особенностью данного метода является кратковременность второй фазы. К методу относятся:способ падающей пробки;задавка жидкости глушения в пласт. Особенностью данного метола является кратковременность второй фазы (t1-t2).
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины – получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
|
|
|
или в дифференциальном виде
Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах.
Пластовое давление – это давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. Оно является существенным показателем для характеристики режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
Для определения пластовогодавления в нефтяных скважинах в настоящее время широко применяют глубинные манометры. На основании полученных значений по скважинам строят карты пластовых давлений или карты изобар, которые имеют большое значение для выявления характерных особенностей отдельных участков данного месторождения.
Для построения карт изобар измерения пластовых давлений должны быть выполнены за возможно короткий промежуток времени с тем, чтобы выявить распределение давлений в залежи на определенную дату разработки и эксплуатации месторождения. В тех случаях, когда измерения пластовых давлений по скважинам продолжаются в течение продолжительного времени, для приведения пластового давления к определенной дате вводятся поправки к давлению для каждой отдельной скважины по кривой падения пластового давления, свойственной данному участку пласта.
При невозможности непосредственного измерения давления на требуемой глубине в последующем делаются пересчеты давлений по глубине.
Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то Рпл можно рассчитать по формуле:
где 
плотность жидкости;
ускорение свободного падения;
высота столба жидкости в скважине.
Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то Рпл определяют по формуле:
где 
высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта;
устьевое давление.
Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет Рпл сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.
В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимаемым газом, Рпл вычислить по барометрической формуле:
где 
где расстояние от устья до середины интервала перфорации;
относительная плотность газа по воздуху;
средняя температура газа в стволе скважины;
коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних значениях давления и температуры по стволу скважины.
Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном Рпл, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и Рпл рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле:
где 
соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.
Забойное давление – давление флюида на забое эксплуатируемой нефтяной, газовой или водяной скважины. Оно характеризует энергию пласта, обусловливающую подъём жидкости (или газа) в стволе скважины. Для измерения забойного давления применяются специальные глубинные манометры, спускаемые на забой скважины на проволоке или на колонне насосно-компрессорных труб (лифтовые манометры). Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).
Однако не всегда имеется возможность спуска прибора на забой скважины, в этом случае используют расчетные формулы, вид которых зависит от способа эксплуатации скважины.
Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине:
где 
– избыточное давление на устье скважины;
средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине;
– ускорение свободного падения;
– глубина скважины.
Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине:
где 
статический уровень жидкости в скважине (определяется методомэхолотирования).
Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи:
где 
динамический уровень жидкостив скважине (определяется методом эхолотирования).
Забойное давление простаивающей газовой скважины:
где 
коэффициент сверхсжимаемости газа;
средняя температура в скважине;
средневзвешенная плотность газа в стволе скважины.
Забойное давление газовой скважины при ее эксплуатации:
где 
где 
газовая постоянная;
коэффициент гидравлического сопротивления;
внутренний диаметр фонтанных труб.
Также можно провести приближенный расчет забойного давления в скважине. Он обычно проводится путем пересчета высоты столба динамического (статического) уровня жидкости (Ндин) на давление.
Дата добавления: 2018-05-13; просмотров: 7898; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!