Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
241
Для замера пластового давления, газлифтная скважина
останавливается и полностью стравливается и закрывается на
восстановление давления.
При замере забойного давления в газлифтной скважине
необходимо учесть, что газлифтная скважина при работе сильно
пульсирует, что может привести к образованию «жучка» на проволоке,
что в свою очередь при подъеме прибора, может привести к слому
проволоки и полету прибора на забой скважины.
Рисунок 7.31 – Оборудование устья скважины при замере
давления (газлифтная скважина)
1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – лубрикаторная
задвижка; 6 – лубрикатор; 7 – вентили для стравливания; 8 – лубрикаторная
головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 – глубинный
прибор; 11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12 – буферная
(манифольдная) задвижка 2; 13, 14 – вентили с манометром; 15 – проволока от
лебедки ЛС-6, в скважину; 16 – ввод рабочего агента (газа); 17 – мандрели; 18 –
воронка; 19 – пласт.
При подаче газа в НКТ добываемая жидкость поднимается по
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
242
затрубному пространству, и это не может помешать нормальному спуску
прибора в скважину. Если подача газа осуществляется по межтрубному
пространству, то соответственно добываемая жидкость поднимается по
колонне НКТ и может подбрасывать прибор.
Во избежание этих моментов, газлифтную скважину необходимо
остановить в газоманифольде и закрыть задвижки 1, 2, 12 и 4 в
зависимости от подачи газа.
Поинтервально замеряется только пластовое давление, забойное
давление, замерять поинтервально, нет необходимости.
При замере забойного давления, в газлифтной скважине, прибор
необходимо спускать ниже воронки.
При замере пластового давления в скважине оборудованной ЭЦН
(рисунок 7.32), перед спуском прибора в скважину необходимо сбросить
ломик, чтобы сбить клапан 22, и получить циркуляцию жидкости между
трубным и межтрубным пространством для получения связи с пластом,
что в свою очередь обеспечит точность замеренного пластового давления.
Забойное давление в скважине оборудованной ЭЦН при его работе
получить невозможно. Спуск прибора в рабочий ЭЦН, может показать
давление на выкиде насоса, а также температуру добываемой жидкости на
выкеде насоса.
Забойное давление в ЭЦН определяется только косвенным путем
по результатам определения динамического уровня и его пересчета на
пласт или если насос оборудован датчиком давления и температуры на
приеме насоса, тогда, путем пересчета давления с датчика, можно
получить забойное давление на пласт.
Поинтервальный замер пластового давления в скважине
оборудованной ЭЦН, проводится при условии, что связь с пластом
существует.
Поинтервально замерять забойное давление, в скважине
оборудованной ЭЦН, нет необходимости – жидкость по стволу постоянно
меняется.
Примечание: Перед проведением глубинных замеров во всех
случаях необходимо проводить шаблонировку колонны НКТ.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
243
Рисунок 7.32 – Оборудование устья скважины при замере
давления (скважина оборудованная ЭЦН)
1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – лубрикаторная
задвижка; 6 – лубрикатор; 7, 20 – вентили для стравливания; 8 – лубрикаторная
головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 – глубинный
прибор; 11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12, 14 – вентиль с
манометром; 13 – регулируемый штуцер (КШД или ШДР); 15 – проволока от
лебедки ЛС-6 в скважину; 16 – пробка патрубка эхолотирования; 17 – патрубок
эхолотирования; 18 – электроцентробежный насос; 19 – пласт; 21 – обратный
клапан; 22 – сбивной клапан; 23 – кабельный ввод с кабелем от ЭЦН.
На рисунке 7.33 представлен график замера пластового давления
полученный с глубинного прибора. На данном графике показаны
интервалы замера, которые фиксируются на счетчике при спуске прибора
в скважину. Полочки на графике показывают давление и температуру на
глубине замера.
Поинтервальный спуск и подъем прибора из скважины
осуществляется путем остановки прибора на заданной глубине, на 1, 2
минуты.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
244
Рекомендуемые интервалы спуска прибора:
для определения плотности жидкости по стволу простаивающей
скважины – от 200 до 500м;
для определения уровня жидкости по стволу простаивающей
скважины – 200 - 300м;
для определения интервала негерметичности эксплуатационной
колонны – 50-100м, (для более точного определения места
негерметичности эксплуатационной колонны интервалы должны быть как
можно чаще, при условии что, технические возможности прибора и
лебедки, позволяют это сделать).
Рисунок 7.33 – Поинтервальный замер давления
Прибор сразу измеряет и температуру и давление. Цифрами указанны
интервалы замера
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
245
Примечание: При подъеме прибора, остановить его на заданных
интервалах сложно, поэтому необходимо четко фиксировать глубины
остановки.
Расчет пластового и забойного давления в скважинах по
результатам глубинного замера. Расчет плотности жидкости по
стволу скважины, уровня в НКТ градиента давления и температуры
Расчет пластового давления по результатам глубинного замера
давления.
10
)(
.
..
жпрсп
замглпл
НН
РР
(7.17)
где:
Р
гл. зам.
- давление на глубине замера;
Н
сп. пр.
– глубина замера;
Н - глубина залегания пласта, ВНК, кровли, подошвы;
γ
ж.
– удельный вес скважинной жидкости.
Примечание: Глубина спуска прибора, глубины залегания пласта
(кровли, подошвы), ВНК – принимаются только по вертикали (с учетом
удлинения ствола скважины).
)
100
%
1()
100
%
1(
....
в
уплн
н
уплвж
(7.18)
где:
γ
н. пл. у.
– удельный вес нефти в пластовых условиях;
γ
в. пл. у.
– удельный вес воды в пластовых условиях;
%
в
%
н
– процент воды и нефти.
Расчет забойного давления по результатам глубинного замера
давления (рассчитывается аналогично пластового давления).
10
)(
.
..
жпрсп
замглзаб
НН
РР
(7.19)
где:
Р
гл. зам.
- давление на глубине замера;
Н
сп. пр.
– глубина замера;
Н - глубина залегания пласта, ВНК, кровли, подошвы;
γ
ж
– удельный вес скважинной жидкости.
Примечание: Глубина спуска прибора, глубины залегания пласта
(кровли, подошвы), ВНК – принимаются только по вертикали (с учетом
удлинения ствола скважины).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
246
)
100
%
1()
100
%
1(
....
в
уплн
н
уплвж
(7.20)
где:
γ
н. пл. у.
– удельный вес нефти в пластовых условиях;
γ
в. пл. у.
– удельный вес воды в пластовых условиях;
%
в
%
н
– процент воды и нефти.
Расчет пластового и забойного давления по результатам
глубинного замера в нагнетательной скважине (пересчет), проводится по
формуле 7.17 и 7.19, только вместо удельного веса жидкости, в формулу
подставляется удельный вес пластовой воды 1,017г/см
3
.
Расчет плотности жидкости по стволу скважины. Расчет пластового
давления по результатам поинтервального замера давления в скважине.
Расчет температурного градиента и пластовой температуры (рисунок
7.33).
Расчет удельного веса жидкости по стволу скважины:
Для данного расчета необходимо снять показания давления на
интервалах замера и соответственно глубину интервалов (рисунок 7.33).
Н
1
- глубина замера (м); 0-устье
Н
2
- глубина замера (м); 300
Н
3
- глубина замера (м); 600
Н
4
- глубина замера (м); 900
Н
5
- глубина замера (м); 1200
Н
6
- глубина замера (м); 1500
Н
7
- глубина замера (м); 1700
Р
1
- давление на устье (атм); 0,5
Р
2
- давление на глубине 300м (атм.); 29,0
Р
3
- давление на глубине 600м (атм.); 61,5
Р
4
- давление на глубине 900м (атм.); 93,0
Р
5
- давление на глубине 1200м (атм.); 126,0
Р
6
- давление на глубине 1500м (атм.); 160,0
Р
7
- давление на глубине 1700м (атм.); 181,0
Удельный вес жидкости с учетом удлинения определяется по
формуле:
Удельный вес жидкости в интервале Н
1
– Н
2
т.е. (0 - 300м)
10
)(
)(
12
12
НН
РР
ж
(7.21)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
247
Удельный вес жидкости в интервале Н
2
– Н
3
т.е. (300 - 600м)
10
)(
)(
23
23
НН
РР
ж
Удельный вес жидкости в интервале Н
3
– Н
4
т.е. (600 - 900м)
10
)(
)(
34
34
НН
РР
ж
Удельный вес жидкости в интервале Н
4
– Н
5,
т.е. (900 - 1200м)
10
)(
)(
45
45
НН
РР
ж
Удельный вес жидкости в интервале Н
5
– Н
6,
т.е. (1200 - 1500м)
10
)(
)(
56
56
НН
РР
ж
Удельный вес жидкости в интервале Н
6
– Н
7,
т.е. (1500 - 1700м)
10
)(
)(
67
67
НН
РР
ж
Удельный вес жидкости по вертикали:
Для определения удельного веса жидкости по вертикали,
необходимо определить удлинение ствола скважины в каждом интервале
(удлинение ствола скважины можно взять по инклинометрии).
На глубине Н
1
удлинение
L
1
На глубине Н
2
удлинение
L
2
На глубине Н
3
удлинение
L
3
На глубине Н
4
удлинение
L
4
На глубине Н
5
удлинение
L
5
На глубине Н
6
удлинение
L
6
На глубине Н
7
удлинение
L
7
Для расчета удельного веса жидкости в интервале, необходимо
определить расстояние между интервалами замера с учетом удлинения:
Расстояние между интервалами по вертикали, т.е. (0 - 300м)
)()(
121221
LLННН
удл
(7.22)
Расстояние между интервалами по вертикали, т.е. (300 - 600м)
)()(
232332
LLННН
удл
Расстояние между интервалами по вертикали, т.е. (600 - 900м)
)()(
343443
LLННН
удл
Расстояние между интервалами по вертикали, т.е. (900 - 1200м)
)()(
454554
LLННН
удл
Расстояние между интервалами по вертикали, т.е. (1200 - 1500м)
)()(
565665
LLННН
удл
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
248
Расстояние между интервалами по вертикали, т.е. (1500 - 1700м)
)()(
676776
LLННН
удл
Удельный вес жидкости в интервалах по вертикали определяется:
Удельный вес жидкости по вертикали, т.е. (0 - 300м)
10
)(
21
12
удл
ж
Н
РР
(7.23)
Удельный вес жидкости по вертикали, т.е. (300 - 600м)
10
)(
32
23
удл
ж
Н
РР
Удельный вес жидкости по вертикали, т.е. (600 - 900м)
10
)(
43
34
удл
ж
Н
РР
Удельный вес жидкости по вертикали, т.е. (900 - 1200м)
10
)(
54
45
удл
ж
Н
РР
Удельный вес жидкости по вертикали, т.е. (1200 - 1500м)
10
)(
65
56
удл
ж
Н
РР
Удельный вес жидкости по вертикали, т.е. (1500 - 1700м)
10
)(
76
67
удл
ж
Н
РР
Средний удельный вес жидкости в скважине с учетом удлинения,
определяется путем сложения удельного веса на каждом интервале,
поделенного на количество интервалов формула 7.24. (данные из
формулы 7.21)
Средний удельный вес жидкости в скважине по вертикали,
определяется путем сложения удельного веса на каждом интервале,
поделенного на количество интервалов формула 7.24. (данные из
формулы 7.23)
6
)(
170015001500120012009009006006003003000
жжжжжж
сред
ж
(7.24)
Примечание: При расчете среднего удельного веса жидкости в
скважине, можно не учитывать удельный вес газа, т.е. удельный вес менее
0,742г/см
3
– плотность нефти в пластовых условиях.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
249
Для определения температурного градиента необходимо с графика
температуры (рисунок 7.33), снять показания температуры,
соответствующей глубине замера.
Т
1
- температура на устье (ºС); 0,0
Т
2
- температура на глубине 300м (ºС); 5,0
Т
3
- температура на глубине 600м (ºС); 16,5
Т
4
- температура на глубине 900м (ºС); 30,1
Т
5
- температура на глубине 1200м (ºС); 41,6
Т
6
- температура на глубине 1500м (ºС); 50,5
Т
7
- температура на глубине 1700м (ºС); 58,0
Градиент температуры определяется на 100м ствола скважины, в
интервалах замера (расчет можно производить и с учетом удлинения и по
вертикали).
градиент температуры в интервале 0 - 300м
100
)(
)(
12
12
21
HH
TT
Gr
TT
(7.25)
градиент температуры в интервале 300 - 600м
100
)(
)(
23
23
32
HH
TT
Gr
TT
градиент температуры в интервале 600 - 900м
100
)(
)(
34
34
43
HH
TT
Gr
TT
градиент температуры в интервале 900 - 1200м
100
)(
)(
45
45
54
HH
TT
Gr
TT
градиент температуры в интервале 1200 - 1500м
100
)(
)(
56
56
65
HH
TT
Gr
TT
градиент температуры в интервале 1500 - 1700м
100
)(
)(
67
67
76
HH
TT
Gr
TT
Средний градиент температуры по стволу скважины определяется
путем сложения градиента температуры на каждом интервале, деленного
на количество интервалов.
6
(
766554433221
TTTTTTTTTTTT
ср
GrGrGrGrGrGr
Gr
(7.26)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
250
Примечание: Значительное изменение температурного градиента,
в одном из интервалов замера показывает наличие притока в данном
интервале, что может означать, что колонна негерметична.
Расчет пластового давления и пластовой температуры.
Для определения данных параметров необходимо знать интервалы
перфорации пласта.
Примечание: В основном, расчет ведут, либо на верхние дыры
интервала перфорации (в.д.и.п.), либо на нижние дыры интервала
перфорации (н.д.и.п.).
Интервал перфорации пласта можно взять в деле скважины или по
данным геофизических исследований (ГИС).
Глубина интервала перфорации выбирается и с учетом удлинения и
по вертикали. Для более точного определения пластового давления и
температуры, интервал перфорации должен быть взят по вертикали.
Интервал пласта:
В.Д.И.П.
удл
– Н.Д.И.П.
удл
- интервал пласта с удлинением;
В.Д.И.П.
верт
– Н.Д.И.П.
верт
- интервал пласта по вертикали;
Примечание: Расчет будет точным при условии, что связь с
пластом очевидна.
Расчет пластового давления на нижние дыры интервала перфорации
по вертикали:
7
17001500
.
.
10
...
P
Нпидн
P
веруд
верт
прспверт
верт
пл
(7.27)
Расчет пластового давления на нижние дыры интервала перфорации
с удлинением:
7
17001500
.
.
10
...
P
Нпидн
P
удлуд
удл
прспудл
удл
пл
Расчет пластовой температуры на нижние дыры интервала
перфорации по вертикали:
7
.
76
100
...
TGr
Нпидн
Т
TT
верт
прспверт
верт
пл
(7.28)
Расчет пластовой температуры на нижние дыры интервала
перфорации с удлинением: