Расчет депрессии на пласт

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Формулы для расчета прямой закачки газа

Давление на глубине h может быть записано следующими выражениями: , (3.2)

где Р — давление в скважине на глубине h;

?ж — плотность скважинной жидкости;

g — ускорение земного притяжения;

Рдоп — максимально допустимое давление нагнетания газа в

— относительная плотность закачиваемого газа;

z — среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

Т — средняя абсолютная температура газа в скважине.

Из выражений (3.2) и (3.3) следует, что формула для определения искомой величины максимально допустимого давления нагнетания газа в скважину примет вид

В формуле (3.4) неизвестной является величина h. Глубина h, на которую следует оттеснить жидкость в скважине, может быть определена из следующего баланса объемов жидкости:

где fкол — площадь сечения кольца затрубного пространства;

fтр — площадь внутреннего сечения труб колонны НКТ;

hдин — расстояние от устья скважины до динамического уровня в момент выравнивания уровней скважинной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве.

Таким образом, при прямой закачке газа максимально допустимая глубина оттеснения жидкости определяется из выражения:

Для случая обратной закачки газа аналогичные рассуждения приводят к получению следующего выражения для определения глубины оттеснения жидкости в затрубном пространстве:

Расстояние от устья скважины до динамического уровня можно определить через известные величины:

где Нскв — глубина скважины;

Рзаб — давление на забое скважины;

Рпл — давление на контуре питания скважины;

?р — величина допустимой депрессии.

Тогда формулы (3.6) и (3.7) примут следующий окончательный вид.

Для прямой закачки газа

Для обратной закачки газа

Заметим, что формула (3.4) справедлива как для прямой, так и для обратной закачки газа.

Формулы (3.4), (3.9) и (3.10) являются расчетными. Расчеты по предложенным формулам позволят выбрать необходимое оборудование и рационально управлять процессом вызова притока из пласта в скважину.

На практике, при применении компрессорного способа вызова притока, обычно не учитывают давление, создаваемое столбом газа. Вполне возможно, что это допустимо, когда нет ограничений на величину депрессий. Однако, если величина депрессии ограничена, то даже незначительное превышение ее по отношению к допустимому значению может привести к негативным последствиям. Следует иметь в виду, что столб газа дает прирост давления более чем на 10 % на каждые 1000 метров глубины.

www.15rosneft.ru

Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Расчет оптимапьных значений депрессии на пласт

из "Реология углеводородов"

При проведении расчетов по формулам (4.4) и (4.5) следует придерживаться следующих размерностей величин fJ,n н сП Q, мV к, Д Я и Н , кгс/(см м) А, см. [c.32]

В равенствах (4.13) и (4.14) для удобства записей введены следующие дополнительные обозначения ЛН=Н -Н, 1//=//, -// . [c.32]

Значение давления в первой и третьей зонах вычисляется по формуле Дюпюи подстановкой в нее параметров соответствующих зон. [c.33]

Как было отмечено выше, одновременное существование всех трех характерных зон в пласте возможно только при соответствующих сочетаниях параметров или при очень малых расходах нефти. Поэтому, если потребуется фафик изменения дебита в широком интервале изменения депрессии на пласт, то одной формулы (36) недостаточно, а нужно иметь еще одну расчетную формулу, полученную из условия существования двух зон — первой и второй. [c.33]

При пуске скважины существуют все три зоны, и в течение некоторого времени внешние фаницы зон перемещаются к контуру питания до тех пор, пока процесс фильтрации не станет стационарным. [c.33]

Если дебит скважины значительный, то фаница второй зоны достигнет контура питания. В результате этого вся область дренажа будет разделена на две зоны. [c.33]

Расчетную формулу для дебита скважины в случае двухзонной фильтрации можно получить путем аналогичных рассуждений. [c.33]

В общем случае в процессе фильтрации аномальной нефти в пласте, как показано выше, можно выделить три зоны, в которых нефть движется при различной степени разрушенности структуры. Радиусы этих зон определяются значениями реологических характеристик нефти, физическими свойствами пласта, величиной создаваемого перепада давления между контуром питания и скважиной и значением дебита. Поэтому при решении различных промысловых задач в ряде случаев необходимо оценивать значения радиусов этих зон. В некотором диапазоне изменения депрессии на пласт зависимость между дебитом скважины и перепадом давления, как видно из формул (4.16) и (4.17), нелинейная. Это отражается и на форме индикаторной диаграммы. В результате нелинейности индикаторной диаграммы коэффициент продуктивности скважины не является постоянной величиной. Так как структура в нефти по мере увеличения давления разрушается, коэффициент продуктивности скважины должен возрастать. Это и обнаруживается при промысловых исследованиях скважин. [c.34]

На рис. 4.3 приведены индикаторные диаграммы, построенные для гипотетической скважины, расположенной в однородном пласте. [c.34]

Из приведенных графиков рис. 4.3 видно, что индикаторные диаграммы в начальной зоне имеют вогнутость относительно оси дебитов. Степень вогнутости зависит от факторов, влияющих на структурообразовапие в нефти. Конечный участок индикаторной диафаммы — прямолинейный. Переход к линейному участку происходит при различных перепадах давления в зависимости от реологических характеристик нефти и коэффициента проницаемости пласта. Таким образом, индикаторная диафамма скважины при добыче аномально вязкой нефти состоит из двух участков криволинейного и прямолинейного. Поэтому интерпретация и использование их имеют специфические особенности. [c.35]

Для первого участка коэффициент продуктивности скважины является переменной величиной и определяется как угловой коэффициент касательной, проведенной к индикаторной кривой. При малых перепадах давления коэффициент продуетивности скважин наименьший, затем, по мере увеличения перепада давления, происходит рост коэффициента продуктивности скважины. Поэтому при добыче аномально вязких нефтей следует создавать большие депрессии на пласт. Однако этот рост происходит до определенного значения перепада давления, так как индикаторная кривая имеет точку перегиба. Дальнейшее увеличение перепада давления сопровождается некоторым уменьшением интенсивности роста коэффициента продуктивности. В точке перехода к линейному участку индикаторной диафаммы коэффициент продуктивности равен своему минимальному значению для нефти с предельно разрушенной структурой. [c.35]

Таким образом, рост коэффициента продуктивности в различных интервалах изменения перепада давления неодинаков по мере увеличения перепада давления рост коэффициента продуктивности замедляется. [c.35]

Дтя количественной оценки роста коэффициента продуктивности скважины при заданных значениях депрессии на пласт следует пользоваться условным и относительным коэффициентами продуктивности. [c.35]

Следует отметить, что для линейной области индикаторной диафаммы условный коэффициент продуктивности совпадает с обычным понятием коэффициента продуктивности. Под относительным коэффициентом продуктивности скважины (рис. 11) понимается отношение условного коэффициента продуктивности к его максимальному значению для линейной части индикаторной диафаммы, т.е. [c.35]

Относительный коэффициент продуктивности возрастает по мере увеличения депрессии на пласт от своего минимального значения до единицы. [c.35]

В последние годы различными исследователями и промысловыми инженерами отмечается эффективность разработки нефтяных месторождений при повышенных перепадах давления. Наибольший эффект от увеличения депрессии на пласт достигается при добыче высоковязких нефтей. Все это достаточно хорошо согласуется с приведенными выше теоретическими рассуждениями. [c.36]

Однако следует отметить, что увеличение давления закачки воды в нефтяные пласты требует обеспечения нефтедобывающих предприятий насосами и другим оборудованием, способным для работы при высоких давлениях. Как правило, повышение давления закачки приводит к удорожанию процесса заводнения нефтяных пластов. Поэтому нахождение оптимального значения перепада давления на пласт при добыче аномально вязких нефтей является задачей комплексной — технико-экономической. [c.36]

Зная ожидаемую дополнительную добычу нефти и затраты на осуществление мероприятия, легко решить задачу по определению оптимального значения депрессии на пласт при добыче аномально вязких нефтей. [c.36]

chem21.info

Расчет темпов отбора жидкости и депрессии на пласт

Разработка балансовых и извлекаемых запасов нефти. Геолого-физические характеристики объекта. Оценка количества скважин, их суммарной продуктивности, темпов отбора на участке; расчет необходимых режимов работы (депрессии на пласт); подсчет запасов нефти.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

по дисциплине: «Подземная гидродинамика»

Расчет темпов отбора жидкости и депрессии на пласт

Студент Политаев М.А.

Консультант: Токарев М.А

На основе конкретных геолого-физических характеристик объекта разработки оценить балансовые и извлекаемые запасы (таблица 1).

При расстановке скважин по сетке 300х400, 400х400, 400х500, оценить проектное количество добывающих скважин на объект разработки. Используя данные по распределению удельной продуктивности скважин (таблица 2) оценить возможные темпы отбора жидкости по объекту при

по каждой добывающей скважине.

Рассчитать необходимые режимы работы скважин (депрессии на пласт) для темпов отбора жидкости в 1, 2, 3, 4, 5, 6 % от величины балансовых запасов.

Геолого-физические характеристики объекта разработки

Вязкость нефти в пластовых условиях

Соотношение вязкости нефти и воды

Плотность нефти в пластовых условиях

Площадь залежи, м 2

Проницаемость 10 -15 м 2

Распределение величин удельной продуктивности т/сут. МПа в % от количества добывающих скважин.

Предел изменения вличин удельной продуктивности

балансовый нефть депрессия скважина

1. Подсчет запасов нефти объемным методом:

— балансовые запасы нефти

— извлекаемые запасы нефти

2. Оцениваем количество скважин на участке:

— при сетке 300х400

— при сетке 400х400

— при сетке 400х500

3. Оцениваем суммарную продуктивность скважин

Рассчитываем количество скважин в каждой группе распределения продуктивности.

Умножаем среднюю продуктивность по группе на количество скважин в группе.

Суммируя продуктивность групп определяем суммарную продуктивность по залежи при данных вариантах разработки.

Например, для сетки 300х400 (700 скважин)

В группу 0,1-0,5 т/сут*МПа входит 5% скважин.

Среднее значение продуктивности:

Количество скважин в группе:

Аналогично рассчитываем продуктивность скважин в группах и суммируем.

4. Оцениваем темпы отбора при заданной депрессии

— годовая добыча нефти.

При депрессии 5 МПа максимальный темп отбора достигается при боле частой сетке скважин 300х400 м.

5. Оцениваем депрессию при заданных темпах отбора — 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 % от балансовых запасов нефти.

— годовая добыча нефти при заданном темпе отбора 1%.

Аналогично рассчитываем депрессию при других темпах отбора.

При сетке 300х400

При сетке 400х400

При сетке 400х500

6. Рассчитываем максимальную депрессию на пласт, принимая забойное давление равным давлению насыщения:

— т.е. депрессия на пласт не должна превышать 7,4 МПа

7. Выбираем оптимальный вариант разработки

По значениям темпов отбора для каждой сетке и условию максимальной депрессии оптимальные варианты:

— для сетки 300х400 депрессия 5,3 МПа с темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти;

— для сетки 400х400 депрессия 7,0 МПа с темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти.

— для сетки 400х500 депрессия 4,4 МПа с темпом отбора 1% от балансовых запасов нефти.

При сетках 300х400 и 400х400 достигается темп отбора 2% от балансовых запасов нефти.

При сетке 300х400 бурится 700 скважин, при сетке 400х400 бурится 525 скважин.

Оптимальным является вариант разработки при сетке 400х400 с депрессией 7,0 МПа с годовой добычей 3,54 млн. т в год и темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти.

Размещено на Allbest.ru

Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.

Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.

Расчет показателей процесса одномерной установившейся фильтрации несжимаемой жидкости в однородной пористой среде. Схема плоскорадиального потока, основные характеристики: давление по пласту, объемная скорость фильтрации, запасы нефти в элементе пласта.

Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.

Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении «Самотлор». Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.

Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Характеристика оборудования и инструментов для ремонта скважин. Работа оборудования для воздействия на пласт и поддержания его давления. Оборудование механического и химического воздействия на пласт. Механизация работ при обслуживание нефтепромыслов.

Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.

Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах.

Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.

knowledge.allbest.ru

10.4. Расчет оптимальных значений депрессии на пласт

В последние годы различными исследователями и промысловыми инженерами отмечается эффективность разработки нефтяных месторождений при повышенных перепадах давления. Наибольший эффект от увеличения депрессии на пласт достигается при добыче высоковязких нефтей. Все это достаточно хорошо согласуется с приведенными выше теоретическими рассуждениями.

Однако следует отметить, что увеличение давления закачки воды в нефтяные пласты требует обеспечения нефтедобывающих предприятий насосами и другим оборудованием, способным для работы при высоких давлениях. Как правило, повышение давления закачки приводит к удорожанию процесса заводнения нефтяных пластов. Поэтому нахождение оптимального значения перепада давления на пласт при добыче аномально-вязких нефтей является задачей комплексной – технико-экономической.

Прирост добычи нефти ?Q, происходящей за счет увеличения перепада давления и увеличения коэффициента продуктивности, можно рассчитать по формуле

где К1 – коэффициент продуктивности скважины до увеличения перепада давления; — относительные коэффициенты продуктивности скважины до и после увеличения перепада давления.

Зная ожидаемую дополнительную добычу нефти и затраты на осуществление мероприятия, легко решить задачу по определению оптимального значения депрессии на пласт при добыче аномально-вязких нефтей.

Проектирование и анализ разработки залежей аномально-вязких нефтей.

11.1.Особенности разработки залежей аномально-вязких нефтей.

Разработка месторождений аномальных нефтей имеет ряд особенностей, обусловленных образованием структуры в нефти. Структурообразование в нефти может вызвать ряд отрицательных последствий, могущих привести к существенному ухудшению показателей разработки нефтяных залежей. Возможно уменьшение дебитов эксплуатационных скважин в результате фильтрации нефти с высокой вязкостью. Возможно уменьшение коэффициента охвата пласта фильтрацией, так как при градиентах давления, меньше градиента давления предельного разрушения структуры в нефти, нефть движется в основном по высокопроницаемым пропласткам, оставаясь малоподвижной в слабопроницаемых. Возможно образование зон, в которых нефть движется с практически неразрушенной, если фактические градиенты пластового давления меньше градиента динамического давления сдвига для данной нефти. Эти зоны пласта могут быть условно названы «застойными». В застойных зонах пласта нефть фильтруется лишь по отдельным высокопроницаемым пропласткам или зонам. В остальной части пласта нефть остается практически неподвижной. Если не будут приняты меры по ослаблению аномалий вязкости нефти или увеличению градиентов пластового давления, то это приведет к уменьшению конечного коэффициента нефтеотдачи пласта.

Характер распределения зон проявления аномалий вязкости нефти зависит от распределения по площади залежи градиентов пластового давления, зависящего от системы разрешения нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также режима их работы.

Аномалии вязкости зависят от состава нефти и проницаемости пористой среды. Влияние химического состава породы на характер проявления аномалий вязкости нефтей не изучено.

Давно известно, что состав и свойства нефти заметно изменяются по площади залежи и по мощности пласта. Многими исследователями приводятся сведения об увеличении плотности нефти по падению пласта и от кровли к подошве. Меньше изучено распределение вязкости нефти по залежи. Обычно измеряется вязкость дегазированной нефти. Эта характеристика нефти довольно сильно меняется по пласту. По данным исследований института «БашНИПИнефть» вязкость дегазированной нефти по площади Таймурзинского месторождения изменяется от 28 до 200 сП. Это обусловлено изменением содержания асфальтенов и смол, растворенных газовых компонентов как по площади, так и по мощности пласта.

Как правило, при проектировании разработки месторождений физические свойства нефти усредняются по всей залежи, часто усредняются и физические характеристики пласта. Нефтяная залежь для проведения гидродинамических расчетов моделируется по форме контуров питания, по средним значениям мощности и физических параметров коллектора. Такой подход к прогнозированию основных показателей разработки месторождения практически неприемлем для залежей аномальных нефтей.

При проведении гидродинамических расчетов по определению важнейших технологических показателей разработки месторождения необходимо учитывать изменение реологических свойств нефти по залежи неоднородность пласта. Таким образом, главной особенностью проектирования и анализа разработки залежей аномально-вязких нефтей является необходимость детального изучения изменения состава, физических и важнейших реологических характеристик нефти и газа по объему залежи. Выбор схемы гидродинамических расчетов должен производиться с учетом характера распределения свойств нефти и газа по залежи.

Существенное влияние на реологические характеристики аномально-вязких нефтей оказывают физические свойства и неоднородность пласта. В частности, такие реологические параметры, как градиент динамического давления сдвига и градиент давления предельного разрушения структуры в нефти сильно зависят от коэффициента проницаемости породы. Значительное ухудшение реологических характеристик наблюдается при фильтрации нефти в пористых средах, характеризующихся низким коэффициентом проницаемости.

Таким образом, система размещения эксплутационных и нагнетательных скважин, расстояния между ними, режим их работы должны обеспечивать разработку залежи при градиентах пластового давления, превышающих градиент давления предельного разрушения структуры в нефти. Если же этого достичь невозможно без существенного ухудшения экономических показателей разработки, то необходимо проектировать мероприятия по улучшению реологических свойств нефти.

В процессе проектирования разработки залежи оценивается возможность проявления аномалии вязкости нефти путем расчета характеристических градиентов давления с последующим сравнением их с ожидаемыми значениями градиентов пластового давления. Перепады давления между пластом и скважиной должны обеспечивать фильтрацию нефти в залежи без проявления аномальной вязкости.

На стадии проектирования разработки проектировщик не располагает достаточно подробной информацией о распределении по площади залежи компонентов нефти, влияющих на ее структурно-механические свойства, и о характере изменения коэффициента проницаемости. Поэтом по мере появления новых сведений о пласте и о пластовой нефти должны вноситься коррективы в систему мероприятий по ослаблению аномалий вязкости нефти.

В комплекс задач по анализу разработки залежей аномальных нефтей должны входить дополнительные мероприятия, такие как построение карт распределения структурообразующих компонентов нефти по площади залежи, составление уточненной карты проницаемости, карты градиентов динамического давления сдвига, карты градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти и карты распределения фактических градиентов пластового давления. Как будет показано ниже, анализ и сопоставление этих материалов позволяют выявить зоны проявления аномалий вязкости нефти при разработке залежи.

В процессе разработки залежи по различным причинам происходят существенные изменения свойств нефти, добываемой из одной и той же скважины. В связи с этим необходимо вести систематический контроль за изменением состава нефти газа, а также за изменениями их реологических характеристик.

studfiles.net

Расчет экономического эффекта от применения вторичного вскрытия пласта на депрессии перфоратором ПКТ89 в проектируемой скважине

7. Экономическая оценка дипломного проекта

Расчет экономического эффекта от применения вторичного вскрытия пласта на депрессии перфоратором ПКТ89 в проектируемой скважине

Годовой дебит горизонтальной скважины:

где qг — среднесуточный дебит горизонтальной скважины, т/сут;

Кэкспл — коэффициент эксплуатации;

где qКРР — среднесуточный дебит горизонтальной скважины с КРР, т/сут;

Ккр – коэффициент кратности.

где Цн — стоимость 1 тонны нефти.

Объем реализованной продукции горизонтальной скважины с перфорацией:

Себестоимость 1 тонны газоконденсата:

Чистый дисконтированный доход:

где Р — объем реализованной продукции скважины, руб.;

Э — эксплуатационные затраты, руб.;

Зскв — стоимость строительства скважины, руб.;

Е — нормативный коэффициент капитальных вложений;

Исходные данные Таблица 7.1

Среднесуточный дебит горизонтальной скважины qг, т

Среднесуточный дебит горизонтальной скважины с перфорацией qперф, т

Стоимость 1т газоконденсата Ц, руб

Стоимость строительства горизонтальной скважины Зг, руб

Стоимость строительства горизонтальной скважины с КРР ЗКРР, руб

Qг = 179 ? 30,4 ? 0,98 ? 11,25 = 59994 т;

Годовой дебит горизонтальной скважины с перфорацией:

Qперф = 336 ? 30,4 ? 0,98 ? 11,25 = 112614 т;

Объем реализованной продукции горизонтальной скважины:

Рг = 59994 ? 2000 = 119988000 руб.;

РКРР = 112614 ? 2000 = 225228000 руб.;

Себестоимость 1т газоконденсата:

С/С = 0,6 ? 2000 = 1200 руб.;

Эксплуатационные затраты по горизонтальной скважине:

Эг = 59994 ? 1200 = 71992800 руб.;

Зуп = 71992800 ? 0,65 = 46795320 руб.;

Эксплуатационные затраты по горизонтальной скважине с перфорацией:

Эперф = 46795320 + 112614 ? 1200 ? 0,35 = 94093200 руб.;

Чистый дисконтированный доход по горизонтальной скважине:

ЧДД г1 = (119988000 — 71992800 — 86297035)/1,1 = -34819850 руб.;

ЧДД г2 = (119988000 — 71992800 — 34819850)/1,21 = 10888719 руб.

Чистый дисконтированный доход по горизонтальной скважине с перфорацией:

ЧДД перф1 = (225228000 — 94093200 — 86862235)/1,1 = 40247786 руб.;

vunivere.ru

Способы расчёта дебита нефти

При определении продуктивности нефтяной скважины определяют её дебит, который является очень важным показателем при расчете планируемой продуктивности.

Важность этого показателя трудно переоценить, поскольку с его помощью определяют – окупит полученное с конкретного участка сырье стоимость его разработки или нет.

Формул и методик расчета этого показателя несколько. Многие предприятия пользуются формулой французского инженера Дюпюи (формула нефти Дюпуи), который много лет посвятил изучению принципов движения грунтовых вод. С помощью расчета по этой методике достаточно просто определить, целесообразно ли разрабатывать тот или иной участок месторождения с экономической точки зрения.

Дебит нефтяной скважины

Дебитом в данном случае называется объем жидкости, который поставляет скважина за определенный промежуток времени.

Стоит сказать, что достаточно часто добытчики пренебрегают расчетом этого показателя при установке добывающего оборудования, однако это может привести к весьма печальным последствиям. Рассчитываемая величина, которая определяет количество добываемой нефти, имеет несколько методик определения, о которых мы поговорим далее.

Зачастую этот показатель по-другому называют «производительность насоса», однако это определение не совсем точно характеризует получаемую величину, поскольку свойства насоса обладают собственными погрешностями. В связи с этим определяемый расчетным путем объем жидкостей и газов в некоторых случаях сильно разнится с заявленным.

Вообще значение этого показателя рассчитывается для того, чтобы выбрать насосное оборудование. Заранее определив с помощью расчета производительность определенного участка, можно уже на этапе планирования разработки исключить не подходящие по своим параметрам насосы.

Расчет этого значения необходим любому добывающему предприятию, поскольку нефтеносные участки с низкой производительностью просто могут оказаться нерентабельными, и разработка их будет убыточной. Кроме того, неверно выбранное насосное оборудование из-за вовремя не сделанных расчетов может привести к тому, что предприятие вместо планируемой прибыли получит существенные убытки.

Еще одним важным фактором, свидетельствующим об обязательности такого расчета для каждой конкретной скважины, является тот факт, что даже дебиты расположенных поблизости уже работающих скважин могут существенно отличаться от дебита новой.

Чаще всего такая существенная разница объясняется конкретными значениями подставляемых в формулы величин. Например, проницаемость пласта может иметь существенные различия в зависимости от глубины залегания продуктивного слоя, а чем ниже проницаемость пласта, тем меньше производительность участка и, разумеется, ниже его рентабельность.

Расчет дебита не только помогает при выборе насосного оборудования, но позволяет определить оптимальное место бурения колодца.

Установка новой добывающей вышки является рискованным делом, поскольку даже самые квалифицированные специалисты в области геологии до конца не знают всех тайн земли.

В настоящее время существует множество разновидностей профессионального оборудования для нефтедобычи, но для того, чтобы сделать правильный выбор, необходимо сначала определить все необходимые буровые параметры. Правильный расчет таких параметров позволит подобрать оптимальный рабочий комплект, который будет наиболее эффективен для участка с конкретной производительностью.

Способы расчета этого показателя

Как мы сказали ранее, методов для расчета этого показателя существует несколько.

Чаще всего используют две методики – стандартную, и с применением упомянутой нами выше формулы Дюпюи.

Стоит сразу сказать, что второй способ хотя и сложнее, но дает более точный результат, поскольку французский инженер всю свою жизнь посвятил изучению этой сферы, в результате чего в его формуле используется гораздо больше параметров, чем в стандартной методике. Однако, мы рассмотрим оба способа.

Эта методика основана на следующей формуле:

D = H x V / (Hд – Hст), где

D – это значение дебита скважины;

Н – это высота водного столба;

V – производительность насоса;

Нд – динамический уровень;

Нст – статический уровень.

За показатель статического уровня в данном случае берется расстояние от начального уровня подземных вод до начальных почвенных слоев, а в качестве динамического уровня используется абсолютная величина, которую определяют с помощью замера уровня воды после её откачивания, используя измерительный инструментарий.

Существует понятие оптимального показателя дебита нефтеносного участка месторождения. Его определяют как для определения общего уровня депрессии конкретной скважины, так и для всего продуктивного пласта целиком.

Формула расчета среднего уровня депрессии подразумевает значение забойного давления Рзаб = 0. Дебит конкретной скважины, который был рассчитан для оптимального показателя депрессии, и является оптимальным значением этого показателя.

Однако такая формула позволяет рассчитать оптимальный дебит не на любом месторождении.

Механическое и физическое давление на пласт может привести к обрушению некоторых частей внутренних стенок ствола. Вследствие этого, потенциальный дебит нередко приходится уменьшать механическим способом, чтобы не нарушать бесперебойность добычи и сохранить прочность и целостность стенок ствола.

Как видите, стандартная формула является простейшей, в результате чего результат она дает с достаточно существенной погрешностью. Чтобы получить более точный и объективный результат, целесообразно использовать пусть и более сложную, но гораздо более точную формулу Дюпюи, учитывающую большее количество важных параметров конкретного участка.

Стоит сказать, что Дюпюи был не только квалифицированным инженером, но и прекрасным теоретиком.

Он вывел даже не одну, а две формулы, первая из которых применяется для определения потенциальной гидропроводности и продуктивности для насосного оборудования и нефтеносного пласта, в вторая позволяет проводить расчет для не идеальных насоса и месторождения, основываясь на показателях их фактической продуктивности.

Итак, разберем первую формулу Дюпюи:

N0 = kh / ub * 2? / ln(Rk/rc), где

N0 – это показатель потенциальной продуктивности;

Kh/u – коэффициент гидропроводности нефтеносного пласта;

b – коэффициент, учитывающий расширение по объему;

Rk – это значение радиуса контурного питания;

Rc – значение долотного радиуса, измеренного по всему расстоянию до вскрытого продуктивного пласта.

Вторая формула Дюпюи:

N = kh/ub * 2? / (ln(Rk/rc)+S, где

N – это показатель фактической продуктивности;

S – так называемый скин-фактор, который определяет фильтрационное сопротивление течению.

Остальные параметры расшифровываются так же, как и в первой формуле.

Вторая формула Дюпюи для определения фактической продуктивности конкретного нефтеносного участка в настоящее время используется практически всеми добывающими компаниями.

Способы повышения производительности

Стоит сказать, что для повышения производительности месторождения в некоторых случаях используют технологию гидравлического разрыва продуктивного пласта, суть которой – механическое образование в нем трещин.

Периодически возможно проведение так называемой механической регулировки дебита нефти в скважине. Она проводится с помощью повышения забойного давления, которое приводит к снижению уровня добычи и показывает фактические возможности каждого нефтеносного участка месторождения.

Кроме того, чтобы повысить дебит, применяют и термокислотную обработку.

При помощи различных растворов, содержащих в себе кислотные жидкости, производят очистку породы от образовавшихся в процессе бурения и эксплуатации отложений смол, солей и прочих химических веществ, которые мешают качественной и эффективной разработке продуктивного пласта.

Сначала кислотную жидкость заливают в ствол до тех пор, пока она не заполнит площадь перед разрабатываемым пластом. Затем закрывают задвижку, и под давлением этот раствор проходит дальше вглубь. Остатки этого раствора вымывают либо нефтью, либо водой после возобновления добычи углеводородного сырья.

Стоит сказать, что естественное снижение производительности нефтяных месторождений находится на уровне от 10 до 20 процентов в год, если считать от первоначальных значений этого показателя, полученных на момент запуска добычи. Описанные выше технологии позволяют увеличить интенсивность нефтедобычи на месторождении.

Дебит необходимо рассчитывать через определенные периоды времени. Это помогает при формировании стратегии развития любой современной нефтедобывающей компании, которая поставляет сырье предприятиям, производящим различные нефтепродукты.

neftok.ru

научная статья по теме О методике расчета параметров бурения на депрессии при первичном вскрытии пласта горизонтальным стволом Геофизика

Текст научной статьи на тему «О методике расчета параметров бурения на депрессии при первичном вскрытии пласта горизонтальным стволом»

?УДК 622.244 © В.Д. Горгоц, 2006

О методике расчета параметров бурения на депрессии при первичном вскрытии пласта горизонтальным стволом

В.Д. Горгоц (ТО «СургутНИПИнефть»)

Проблемы сохранения проницаемости продуктивных нефтегазовых пластов при их вскрытии являются актуальными и требуют разработки, а также внедрения новых технических решений при строительстве скважин. В настоящее время этим требованиям в определенной мере отвечает технология первичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии. Она эффективна при проводке вертикальных, наклонно направленных, горизонтальных, многоствольных, многозабойных скважин и боковых стволов.

При бурении на депрессии необходимо не допустить значительного уменьшения забойного давления ниже пластового, чтобы исключить:

— разгазирование нефти в призабойной зоне пласта (ПЗП), следовательно забойное статическое давление промывочной жидкости рстлж должно быть больше давления насыщения нефти растворенным газомррг, т.е.рстж>ррГ;

— возникновение дополнительных напряжений и деформаций скелета ПЗП, ухудшающее фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС) ПЗП и вызывающее необратимые деформации горной породы, соответственно теряется устойчивость стенок ствола; следовательно, забойное статическое давление промывочной жидкости должно быть больше давления на забое р при котором начнется нарушение устойчивости стенок ствола,

— создание положительного перепада давления в системе забой скважины — пласт (репрессия); следовательно, дополнительные давления, возникающие из-за гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при циркуляции промывочной жидкости в сумме с давлением столба промывочной жидкости не должны превышать пластовое давление рпл, т.е. рстж + ргсз < рпл. Основным условием для разработки технологии первичного вскрытия, обеспечивающей максимальное сохранение естественных ФЭС призабойной зоны пласта, будет

рр.г < Ру.с .с < рстлж < рпл > рстлж + рг.с.з. (1)

При соблюдении условия (1) будет получен приток пластового флюида, в данном случае нефти и растворенного газа, из пласта в процессе его первичного вскрытия. Условие (1) применимо только в случае, если при вскрытии продуктивного пласта не возникнет необходимость проведения спускоподъемных операций (СПО). В противном случае в условии (1) будет введен параметр рст.п.ж+рспо (рспо — давление при проведении СПО).

В резултате получаем основное условие для бурения на депрессии

рпл > рстлж + рспо > рстлж + рг.сз > рстлж > ру.с.с > рр.г. (2)

При определении ограничений по максимально допустимой депрессии при первичном вскрытии продуктивных отложений в основном исходят из следующих критериев.

About drawdown drilling parameters design procedure at primary formation exposing by a horizontal wellbore

V.D. Gorgots (SurgutNIPIneft TO)

It is noted, that problems of preservation of permeability of productive oil-and-gas formations at their exposing are actual and demand design, and also introduction of new technical decisions at wells construction. It is shown, that technology of primary producing formation exposing at drawdown, which is effective at different type hole making, meets these requirements in full measure.

1. Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [1] разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления на депрессии, не превышающей 10-15 % скелетных напряжений (разность между горным и пластовым (поровым) давлениями пород).

2. Сохранение устойчивости скелета продуктивного пласта под действием геостатического давления Арг согласно методике [2]. г

3. Предотвращение разрушения коллектора вследствие интенсивного выноса песка, т.е. не превышение максимально допустимого критического дебита скважины 2кр, — давление Арп (методика [2]).

4. Не превышение интенсивности притока пластового флюида Qж, воспринимаемого промывочной жидкостью с сохранением рабочих параметров, — давление Арж (методика [2]).

При расчете необходимо учитывать допустимую депрессию, обеспечивающую устойчивость призабойной зоны пласта. Она определяется критериями устойчивости коллектора, протяженностью необсаженной части ствола горизонтального участка, типом насыщающего пласт флюида, коэффициентом продуктивности. Для безопасного бурения на депрессии необходимо знать количество пластового флюида и газа, поступающего в скважину в результате разницы давлений в системе скважина — пласт. Решение поставленной задачи возможно созданием алгоритма, позволяющего последовательно рассчитать изменение депрессии, объема поступающей нефти и растворенного газа при углублении скважины. Дебит скважины с некоторым приближением можно определить по приближенным формулам S. ^Ы, Dupuy В.Г. Григулецкого. Последняя имеет следующий вид:

где kCp — средняя проницаемость ствола скважины, мкм2;

naukarus.com