Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
201
фазой «нефть с газом (пена)». Тогда забойное давление следует
пересчитать по формуле:
нг
динпл
буфзаб
HH
PP
102
(7.7)
Рисунок 7.5 – Модель столба жидкости в скважине при её
работе (насос на рисунке указан условно)
Типовой расчет пластового давления по результатам
статического уровня.
Основные понятия
Горное давление - это давление, при котором в глубинных
условиях находится коллектор нефти и газа. Обозначается «Р
г
»,
измеряется в атмосферах (атм.) и мегапаскалях (МПа).
Пластовое давление - давление в некоторой точке пласта не
подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин.
Обозначается «Р
пл
», измеряется в атмосферах (атм.) и мегапаскалях
(МПа).
Абсолютная проницаемость - характеризует физические свойства
породы, т.е. газопроницаемость после экстракции и высушивания породы
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
202
до постоянного веса, характеризует породу самой среды.
Эффективная проницаемость – способность пористой среды
пропускать через себя преимущественно нефть, воду или газ при
определённом их % соотношении в пористой среде.
Относительная проницаемость - отношение эффективной
проницаемости среды для нефти, воды, или газа к общей проницаемости
пористой среды (является безразмерной величиной).
Дарси - единица измерения проницаемости - называют
проницаемость такой пористой среды, через поперечное сечение которой,
площадью 1см
2
, при перепаде давления 1атм., на 1см., расход жидкостью
в 1 сантипуаз. Размерность проницаемости площади (см
2
).
Расчет пластового давления в скважинах оборудованных
воронкой
Давление в любой точке сосуда заполненного жидкостью
определяется как, давление веса столба жидкости расположенного над
данной точкой, умноженное на ускорение свободного падения.
hgP
ж
(7.8)
где:
ρ
ж
– плотность жидкости;
h – высота столба жидкости;
g – ускорение свободного падения.
Пластовое давление в фонтанной скважине заполненной
скважинной жидкостью до устья, определяется по формуле:
)( hgPP
жзпл
(7.9)
где:
ρ
ж
– плотность жидкости;
h – высота столба жидкости, (глубина залегания пласта) по
вертикали;
g – ускорение свободного падения, 9,81м/сек
2
.;
Р
з
– затрубное давление.
Плотность жидкости в стволе скважины определяется по формуле:
)
100
%
1()
100
%
1(
.....
в
услплн
н
услплвж
(7.10)
где:
ρ
в пл. усл.
– плотность воды в пластовых условиях;
ρ
н пл. усл.
– плотность нефти в пластовых условиях;
%
н
– процентное содержание нефти в продукции скважины;
%
в
- процентное содержание воды в продукции скважины.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
203
Когда уровень скважинной жидкости не на устье (рисунок 7.6), то
высота столба жидкости для расчета пластового давления определяется по
формуле 7.11:
вертурствертскв
HHh
....
(7.11)
где:
Н
скв. верт
– глубина залегания пласта по вертикали;
Н
ст.ур. верт
- глубина статического уровня по вертикали.
Рисунок 7.6 – Модель столба жидкости в простаивающей
скважине оборудованной воронкой
Статический уровень скважинной жидкости по вертикали
определяется по формуле:
lНН
ствертурст
..
(7.12)
где,
Н
ст
– статический уровень жидкости в скважине отбитый
эхолотом;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
204
Δl – удлинение ствола скважины на глубине статического уровня.
Расчет пластового давления по результатам статического
уровня, в скважинах оборудованных ЭЦН, ШГН, ЭДН и ЭВН
Пластовое давление в скважине вычисляется по формуле:
затр
упнстнасупвнаспл
пл
Р
НННН
P
10
)()(
....
(7.13)
где,
Н
пл
- глубина залегания пласта по вертикали;
Н
нас
– глубина спуска насоса по вертикали;
γ
в.п.у.
– удельный вес воды в пластовых условиях;
γ
н.п.у.
– удельный вес нефти в пластовых условиях;
Н
ст
– уровень жидкости в скважине;
Р
затр
– затрубное давление на устье скважины.
Рисунок 7.7 – Модель столба жидкости в простаивающей
скважине оборудованной насосом
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
205
Примечание: При определении давления на водонефтяной контакт
(ВНК) в данных формулах, вместо глубины залегания пласта по
вертикали используется глубина залегания ВНК по вертикали (таблица
7.2). При определении давления на кровлю или подошву пласта,
используется глубина залегания кровли или подошвы пласта по
вертикали.
Для определения пластового давления в районе работы
добывающей скважины, необходима её остановка на определенный
промежуток времени.
Время простаивания скважины следует определять опытным путем
для каждого пласта на каждом из месторождений.
В зависимости от проницаемости пласта при незагрязненной
призабойной зоне ориентировочно может быть рекомендовано следующее
время простаивания скважины (ЦГДИ «Информпласт»):
при проницаемости менее 0,003мкм
2
5 – 7суток;
при проницаемости 0,003 - 0,005мкм
2
3 – 5суток;
при проницаемости 0,005 - 0,010мкм
2
2 – 3суток;
при проницаемости 0,010 - 0,050мкм
2
1 – 2суток;
при проницаемости выше 0,050мкм
2
не менее 1суток.
В таблице 7.2 представлены глубины ВНК пластов Самотлорского
месторождения и удельный вес нефти в пластовых условиях,
применяемых для расчета пластового и забойного давления.
Таблица 7.2
Пласт Глубина ВНК
Удельный вес нефти в
пластовых условиях
АВ
1
1-2
1747 0,780
АВ
1
3
1747 0,780
АВ
2-3
1747 0,780
АВ
4-5
1685 0,780
БВ
8
1-3
2057 0,736
БВ
10
1-2
2268 0,736
ЮВ
1
2370 0,754
Определение притока жидкости в добывающей скважине по
результатам кривой восстановления уровня (КВУ)
Приток жидкости - количество жидкости, поступающее к забою
скважины в единицу времени, в результате создания на забое скважины,
давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Обозначается «Q
пр.ж
» и
измеряется в метрах кубических в сутки (м
3
/сут).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
206
Технология и порядок проведения:
заехать на куст, установить машину согласно схеме (рисунок 7.3);
проверить, работает скважина или стоит (по СУ и наличию
подачи на устье, на слух);
Скважина остановлена:
отбить статический уровень (рисунок 7.4) и зафиксировать его в
памяти прибора «Микон», проверить задвижки 2, 3, 4 и задвижки в ГЗУ,
(должны быть открыты) и запустить скважину в работу;
удостовериться в наличии подачи (на слух);
проверить задвижку 1 (закрыта или открыта), если открыта,
закрыть.
проверит давление в патрубке эхолотирования 10 через вентиль
12, при наличии давления стравить через вентиль 12;
открыть пробку установленную на патрубке эхолотирования;
открыть задвижку 1 и продуть скважину;
закрыть задвижку 1;
закрутить волномер 11 на патрубок эхолотирования 10;
закрыть вентиль 12;
открыть задвижку 1;
производить замер динамического уровня до максимально
допустимого значения (по заданию мастера), с замером дебита скважины
по АГЗУ «Спутник»;
зафиксировать замеры динамических уровней в память прибора
«Микон»;
остановить скважину;
закрыть задвижки 4, 2;
производить замер статического уровня (через 1 час после
остановки);
с интервалом 15 минут в течение трех часов (мини КВУ);
с интервалом 15 минут в течение, трех часов и через 2 часа до
истечения суток (суточный КВУ);
зафиксировать замеры статических уровней в памяти прибора
«Микон»;
закрыть задвижку 1;
стравить давление в патрубке эхолотирования 10, через вентиль
12;
снять волномер 11;
установить пробку;
закрыть вентиль 12;
открыть задвижку 4, 2;
запустить скважину в работу (на СУ);
замерить дебит скважины по АГЗУ «Спутник».
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
207
Скважина в работе:
отбить динамический уровень (рисунок 7.4) и зафиксировать его в
памяти прибора «Микон»;
удостовериться в наличии подачи (на слух);
замерить дебит по АГЗУ «Спутник»;
остановить скважину;
закрыть задвижки 4, 2;
проверить задвижку 1 (закрыта или открыта), если открыта,
закрыть.
проверит давление в патрубке эхолотирования 10 через вентиль
12, при наличии давления стравить через вентиль 12;
открыть пробку установленную на патрубке эхолотирования;
открыть задвижку 1 и продуть скважину;
закрыть задвижку 1;
закрутить волномер 11 на патрубок эхолотирования 10;
закрыть вентиль 12;
открыть задвижку 1;
производить замер статического уровня (через 1 час после
остановки);
с интервалом 15 минут в течение трех часов (мини КВУ);
с интервалом 15 минут в течение, трех часов и через 2 часа до
истечения суток (суточный КВУ);
зафиксировать замеры статических уровней в памяти прибора
«Микон»;
закрыть задвижку 1;
стравить давление в патрубке эхолотирования 10, через вентиль
12;
снять волномер 11;
установить пробку;
закрыть вентиль 12;
открыть задвижку 4, 2;
запустить скважину в работу (на СУ);
замерить дебит скважины по АГЗУ «Спутник».
Замеры дебита скважин по АГЗУ «Спутник»
Порядок выполнения работ по замеру дебита скважин
зайти в АГЗУ «Спутник», (рисунок 7.8);
установить ключ 1 на ПСМ 2;
переключить ПСМ 2 на замеряемую скважину 3;
произвести замер по ТОРу 4 (в зависимости от
производительности скважины) не менее 30мин;
вернуть ПСМ 2 в то положение, в котором он находился;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
208
снять ключ 1 с ПСМ 2;
выйти из АГЗУ.
Рисунок 7.8 – Схема АГЗУ «Спутник»
1 – ключ переключения ПСМ; 2 – переключатель скважинный
многоходовой (ПСМ); 3 – ввод скважинной жидкости; 4 – турбинный расходомер
(ТОР); 5 – замерная емкость.
Типовой расчет притока скважины по результатам мини КВУ
Расчет притока жидкости в скважину по результатам снижения
динамического уровня.
Отбор жидкости из затрубного пространства определяется по
формуле:
пкжзатр
V
t
Н
Q
..
1440
(7.14)
где:
ΔН – изменение динамического уровня жидкости в скважине за
время Δt в метрах;
Δt – количество минут между замерами динамического уровня;
1440 – количество минут в сутках;
V
ж.к.п.
– количество жидкости в 1метре кольцевого пространства
скважины в м
3
(таблица 7.3).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
209
Приток из пласта определяется по формуле:
затргзупл
QQQ
(7.15)
где:
Q
гзу
– замер жидкости по АГЗУ в м
3
/сут;
Q
затр
– отбор жидкости из затрубного пространства в м
3
/сут,
(формула 7.14).
После остановки скважины происходит восстановление уровня.
Подставив, полученные данные по изменению статического уровня в
формулу 7.14, мы получим чистый приток жидкости из пласта.
Темпа отбора жидкости из затрубного пространства, или темпа
притока из пласта по скорости изменения уровня, представлен в таблице
7.4.
Приток скважины, полученный по результатам мини КВУ, является
приблизительным и может использоваться оператором при выводе
скважин на режим, для определения притока, достаточного для работы
установки спущенной в скважину.
При запуске скважины в работу после ТКРС при отсутствии
замерной установки, по результатам статического уровня и первого
динамического уровня можно определить приблизительную
производительность установки (формула 7.14).
Примечание: В данном расчете необходимо учитывать то, что в
остановленной скважине, обратный клапан на насосе может быть
негерметичен, т.е. столб жидкости с НКТ будет перетекать, через насос, в
затрубное пространство, и тем самым будет увеличивать расчетный
приток. В связи с этим для более корректного определения притока
необходимо взять среднее значение между притоком, полученным по
отбору и притоком, полученным при восстановлении уровня.
Также, необходимо учесть, что в скважине с низкой
обводненностью и низким пластовым давлением, при работе насоса, в
затрубном пространстве образуется пена, что дает неверное
представление об истинном уровне жидкости в скважине, а при её
остановке происходит процесс оседания пены, т.е. скважина стоит, а
уровень в ней понижается.
В таблице 7.3 представлены объемы жидкости в кольцевом
пространстве скважины, при заданных диаметрах насосно-компрессорных
труб и эксплуатационной колонны.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
210
Таблица 7.3
Объем 1 пог. метра кольцевого пр-ва (м
3
)
диаметр НКТ
Условный
диам. тр.
мм (")
Толщ.
стенки
мм.
48 60 73 89 102
73 (2,5) 5,5 0,0012
73 (2,5) 7 0,0009
89 (3) 6,5 0,0027
102 (3,5) 6,5 0,0044 0,0034
114 (4) 6 0,0064 0,0054 0,0040
114 (4) 7 0,0061 0,0051 0,0037
114 (4) 8 0,0058 0,0048 0,0034
127 (4,75) 6 0,0086 0,0076 0,0062 0,0042
127 (4,75) 7 0,0082 0,0072 0,0058 0,0038
127 (4,75) 8 0,0079 0,0068 0,0055 0,0035
127 (4,75) 9 0,0075 0,0065 0,0051 0,0031
140 (5 1/8) 6 0,0110 0,0100 0,0086 0,0066
140 (5 1/8) 7 0,0106 0,0096 0,0082 0,0062
140 (5 1/8) 8 0,0102 0,0092 0,0078 0,0058
140 (5 1/8) 9 0,0098 0,0088 0,0074 0,0054
140 (5 1/8) 10 0,0094 0,0084 0,0071 0,0050
140 (5 1/8) 11 0,0091 0,0080 0,0067 0,0047
146 (5 3/4) 6,5 0,0121 0,0111 0,0097 0,0077 0,0057
146 (5 3/4) 7 0,0119 0,0109 0,0095 0,0075 0,0055
146 (5 3/4) 8 0,0115 0,0104 0,0091 0,0070 0,0051
146 (5 3/4) 9 0,0111 0,0100 0,0087 0,0066 0,0047
146 (5 3/4) 10 0,0107 0,0096 0,0083 0,0062 0,0043
146 (5 3/4) 11 0,0103 0,0092 0,0079 0,0059 0,0039
168 (6 3/8) 6,5 0,0171 0,0161 0,0147 0,0127 0,0108
168 (6 3/8) 7 0,0169 0,0159 0,0145 0,0125 0,0105
168 (6 3/8) 8 0,0164 0,0154 0,0140 0,0120 0,0100
168 (6 3/8) 9 0,0159 0,0149 0,0135 0,0115 0,0096
168 (6 3/8) 10 0,0155 0,0144 0,0131 0,0110 0,0091
168 (6 3/8) 11 0,0150 0,0140 0,0126 0,0106 0,0086
168 (6 3/8) 12 0,0145 0,0135 0,0122 0,0101 0,0082