Условия притока жидкости и газов к скважинам. Уравнение притока нефти


18 Условия притока нефти к скважинам. Понятие о коэффициенте продуктивности.

Приток нефти, газа, воды и их смесей к забоям скважины происходит при образовании на забое скважин давления меньше давления в продуктовом пласте. При разработке нефтяных залежей приток нефти и газа к скважинам происходит по радиально сходящимся к скважинам линиям. По мере приближения жидкости и газа к скважине площадь этих поверхностей уменьшается, а скорость фильтрации жидкости при постоянном расходе непрерывно растёт, достигая максимума у стенок скважины, следовательно, не перемещаются единицы объёма жидкости в направлении скважины, должны непрерывно возрастать затраты энергии и связанные с этим перепады давления на единицу пути. Скорость фильтрации жидкости, согласно закону Дарси, прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости. V = Q/F = K/µ(мю) * ∆P/∆L, Q – объём расхода жидкости через породу за 1 с, F – площадь фильтрации, К – коэффициент проницаемости породы, µ(мю) – вязкость, ∆P – перепад давления, ∆L – длина элемента фильтрации жидкости. K = (Q∆L / F∆P)* µ. Объём нефти, поступающей к забою скважины, зависит от коллекторных св-тв пласта, вязкости нефти и перепада давления, т. е. разницы м/у пластовым давлением и забойным давлением. Уравнение притока нефти к скважине: Q=K(Pпл – Рзаб)=К∆P. К – коэффициент продуктивности, равный приросту дебита скважины в сутки на единицу снижения забойного давления при постоянном пластовом давлении. На практике коэффициент продуктивности определяют по данным исследовательских работ в скважине.

19 Классификация методов заводнений. Понятие о законтурном, внутриконтурном, приконтурном заводнении. Очаговое и площадное заводнения.

Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды бывает:1.Законтурное заводнение; 2.Приконтурное заводнение; 3.Внутриконтурное заводнение;

Закачка воды осуществляется через специальные нагнета-тельные скважины.

Закачку воды целесообразно начинать с самого начала разработки месторождения.

При законтурном заводнении закачка воды осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между ними определяется в технологической схеме разработки месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего контура нефтеносности для создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения.

Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами.

Недостатки: повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания. Замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин. Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины бурятся внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта. Такое заводнение называют приконтурным заводнением. оно применяется:1.на небольших по размерам залежах; 2.при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью; Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение. При таком заводнении нагнетательные скважины бурятся внутри контура нефтеносности. В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут через одну скважину, а промежуточные скважины ряда, эксплуатируются временно как добывающие. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. оно применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате, обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины, системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.

studfiles.net

Условия притока жидкости и газов к скважинам

ГЛАВА 1

УСЛОВИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗОВ К

СКВАЖИНАМ

1.1 Приток жидкости к скважине

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом взаи­мосвязаны между собой.Рис. 1.1. Схема добычи нефти из пласта.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

Р = Рпл - Рзаб (1.1)

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации - закону Дарси. При постоянной толщине пла­ста и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестают изменяться во времени и поток является установившимся.

Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круго­вом пласте, схема которого представлена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. К выводу уравнения Дюпюи

Для решения задачи введем следующие допущения:

1. Пласт круговой, в центре которого расположена един­ственная совершенная скважина.

2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.

3. Процесс течения флюида изотермический = const).

4. Движение жидкости плоскорадиальное и соответствует закону Дарси.

5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.

Запишем уравнение Дарси:

(1.2)

где Q — объемный расход жидкости, м3/с; F — поверхность фильтрации, м2;

— перепад давлений, Па;

— вязкость флюида, Па с;

l — путь течения флюида, м;

к — коэффициент пропорциональности, который учитывает не только среду в которой осуществляется фильтрация, но и все процессы взаимодействия между фильтрующимся флюидом и твердой поверхностью среды, м2.

Для схемы рис. 1.2 обозначим:

Rk — радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;

rс— радиус скважины, м;

h — толщина пласта, м;

Рк — давление на контуре питания, Па;

Рзаб — давление на забое скважины, Па.

Выделим мысленно (рис. 1.2) на расстоянии г от оси сква­жины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:

Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:

После разделения переменных получим:

Пределами интегрирования для уравнения (1.3) являются: по P: от Рk до Рзаб; по r. от Rк до гс.

Таким образом, имеем:

После интегрирования получаем:

Уравнение (1.5) называется уравнением Дюпюи и описы­вает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых допущениях.

Как видно из (1.5), распределение давления в пласте во­круг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины

Давление на контуре питания Рк является пластовым статическим давлением Pплст, в дальнейшем просто Рпл (Рплст — статическое пластовое давление — давление, которое суще­ствует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Рплдин. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Рза6.^

Процесс течения продукции в пористой среде сопровожда­ется определенными фильтрационными сопротивлениями. В призабойной зоне скважины возникают дополнительные филь­трационные сопротивления, связанные, во-первых, с наличием самой скважины и, во-вторых, с конкретным ее исполнением.

Для сравнения скважин между собой и оценки каждой конкретной скважины вводятся понятия гидродинамически совершенной скважины и гидродинамически несовершенных скважин.

На рис. 1.4 приведены схемы гидродинамически совершен­ной и гидродинамически несовершенных скважин.Рис. 1.4. Схемы гидроди­намически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных сква­жин:

б - по степени вскрытия; в - по характеру вскры­тия;

г - по степени и характеру вскрытия:

1 - обсадная колонна;

2 - цементный камень;

3 - перфорационное от­верстие;

4 - перфорационный каналПод гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину h и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного горизонта и являются минимально возможными (рис. 1.4 а). Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным. Среди гидродинамически несовершенных скважин выделяют:

1. Несовершенные по степени вскрытия (рис. 1.4 б).

Несовершенными по степени вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.

2. Несовершенные по характеру вскрытия (рис. 1.4 в).

Несовершенными по характеру вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и проперфорирована.

3. Несовершенные по степени и характеру вскрытия (рис. 1.4 г).

Несовершенными по степени и характеру вскрытия называ­ются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину и скважина обсажена и проперфорирована.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несо­вершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффи­циента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопро­тивлений можно представить в виде:

С = С1 + С2 (1.7)

где С1 - коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Этот коэффициент учитывает возрастание фильтрационных сопротивлений за счет изменения геометрии течения жидкости. Он будет зависеть от толщины продуктивного пласта h, диаметра скважины по долоту Dc и от относительного вскрытия пласта 8. Коэффициент С1 определя­ется по специальным графикам.

где b - часть толщины продуктивного горизонта, вскрытого скважиной.

С2 - коэффициент, учитывающий несовершенство скважи­ны по характеру вскрытия. Дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с изменением геометрии течения продукции вследствие наличия перфора­ционных отверстий и каналов. Он будет зависеть от плотности перфорации (количества отверстий) на один погонный метр п; средней длины перфорационного канала l; диаметра перфо­рационного канала d. Коэффициент С2 также определяется по специальным графикам.^

Любое гидродинамическое несовершенство скважины при­водит к снижению дебита. В общем случае дебит несовершенной скважины Qhc записывается в виде:

Коэффициентом гидродинамического совершенства сква­жины ф называется отношение дебита несовершенной скважи­ны Qhc к дебиту совершенной скважины Qc, вычисляемому по формуле (1.5).

Учет гидродинамического несовершенства скважины может быть выполнен с использованием понятия приведенного радиу­са скважины rпр. Приведенный радиус скважины - это радиус такой фиктивной совершенной скважины Qфс , дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины Qрс . Для со­вершенной скважины rпр =rс, для несовершенных rпр rс.

Формулу (1.6) можно представить с использованием по­нятия приведенного радиуса скважины rспр :

Численная величина приведенного радиуса скважины мо­жет быть определена по результатам исследования скважины на нестационарном режиме.

В настоящее время гидродинамическое совершенство скважин рассчитывается по результатам экспериментального определения приведенного радиуса rпр, что существенно повы­шает точность, так как отпадает необходимость определения С1 и С2 по специальным графикам при заведомо недостоверной информации.^

Один из важнейших вопросов в добыче нефти и газа - уста­новление обоснованной величины отбора нефти (газа) как из отдельных скважин, так и из залежи в целом. При прочих равных условиях максимальный дебит скважины можно по­лучить при максимальной депрессии на пласт. Очевидно, что максимальная депрессия будет при Рзаб=0. Дебит скважины, получаемый при максимальной депрессии, называется потенциальным дебитом.

Однако далеко не во всех скважинах можно добывать нефть

(газ) при потенциальном дебите. Чаще всего задолго до насту­пления максимальной депрессии эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно так­же интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, при увеличении на него депрессии. Кроме того, при максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.

По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи про­текал бесперебойно, скважины 'не выходили из строя вслед­ствие чрезмерного отбора флюидов.

Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости. Величина оптималь­ного отбора и является максимальным дебитом для скважины, при котором учитываются геолого-технические и экономиче­ские требования.

Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требовани­ям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит слу­жит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.

Контрольные вопросы:

1. Условия притока жидкости в скважину.

2. Какие допущения вводятся для вывода формулы Дюпюи.

3. Какие величины входят в формулу Дюпюи?

4. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовер­шенства скважин.

5. Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважине.

6. Чем учитывается несовершенство скважины?

7. Как определяется коэффициент совершенства сква­жины?

8. Дайте понятия оптимального и потенциального дебитов.

userdocs.ru

Приток жидкости к нефтяной скважине

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.

Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному в дифференциальной форме, определяется следующим образом:

(2.4)

где k – проницаемость пласта; μ – динамическая вязкость; dp/dr – градиент давления вдоль радиуса (линии тока).

По всем линиям тока течение будет одинаковое. Другими словами, переменные, которыми являются скорость фильтрации и градиент давления, при изменении угловой координаты (в случае однородного пласта) останутся неизмененными, что позволяет оценить объемный расход жидкости q как произведение скорости фильтрации на площадь сечения пласта. В качестве площади может быть взята площадь сечения цилиндра 2πrh произвольного радиуса r, проведенного из центра скважины, где h – действительная толщина пласта, через который происходит фильтрация.

Тогда

. (2.5)

Обозначим

В общем случае предположим, что ε – гидропроводность – изменяется вдоль радиуса r, но так, что на одинаковых расстояниях от оси скважины вдоль любого радиуса величины ε одинаковые. Это случай так называемой кольцевой неоднородности.

Предположим, что ε задано в виде известной функции радиуса, т. е.

. (2.6)

Вводя (2.6) в (2.5) и разделяя переменные, получим

. (2.7)

Дифференциальное уравнение (2.7) с разделенными переменными может быть проинтегрировано, если задана функция ε®. В частности, если гидропроводность не зависит от радиуса и постоянна, то (2.7) легко интегрируется в пределах области фильтрации, т. е. от стенок скважины rс с давлением Pс до внешней окружности Rк, называемой контуром питания, на котором существует постоянное давление Pк. Таким образом,

,

При ε = const будем иметь

. (2.9)

Решая (2.9) относительно q, получим классическую формулу притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

. (2.10)

Если (2.8) проинтегрировать при переменных верхних пределах r и P, то получим формулу для распределения давления вокруг скважины:

. (2.12)

После интегрирования, подстановки пределов и алгебраических преобразований имеем

. (2.12)

Решая уравнение относительно р® и подставляя (2.10) в (2.12), получим уравнение распределения давления вокруг скважины:

. (2.13)

Если в (2.8) в качестве переменных пределов принять не верхние, а нижние пределы, то выражение для р® можно записать в другом виде:

. (2.14)

Подставляя в (2.13) или (2.14) Rк вместо переменного радиуса r, получим P(Rк) = Pк ; при r = rс имеем другое граничное условие:

P(rc) = Рс.

Таким образом, граничные условия выполняются. Из (2.13) и (2.14) следует, что функция P® является логарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии – слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления.

Рассмотрим случай радиального притока в скважину при произвольно изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности.

Проинтегрируем в (2.8) правую часть и перепишем результат следующим образом:

. (2.15)

Подынтегральная функция

. (2.16)

может быть построена графически по заданным значениям ε для различных радиусов и проинтегрирована в пределах от rс до Rк любым методом приближенного интегрирования или измерением планиметром площади под кривой у® в заданных пределах.

В некоторых случаях добывающая скважина дренирует одновременно несколько пропластков с различными проницаемостями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми давлениями. Однако приток в такой сложной системе будет происходить при одинаковом забойном давлении (приведенном). При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давлением, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость. В любом случае общий приток такого многослойного пласта будет равен алгебраической сумме притоков из каждого пропластка:

. (2.17)

Формулы радиального притока, вследствие их простоты, часто используются в инженерных расчетах. При этом погрешности в оценке исходных параметров, таких как k, h, μ, (Pк – Pс), непосредственно влияют на величину q. Что касается величин Rк и rс, то, поскольку они находятся под знаком логарифма, в отношении их допустимы значительные погрешности.

Пример. Допустим истинное значение Rк = 100 м, а в расчете по ошибке было принято Rк = 1000 м, т. е. допущена 10-кратная ошибка. Тогда истинный приток

, (2.18)

где rc = 0,1 м.

Расчетный приток

. (2.19)

Сравнение производим при прочих равных условиях, деля (2.18) на (2.19):

. (2.20)

Откуда qрасч = ¾ qист. Т. е. расчетный дебит будет составлять 75% истинного дебита.

При применении формулы радиального притока для скважины, расположенной среди других добывающих скважин, за Rк принимают половину расстояния до соседних скважин или средневзвешенную по углу величину этого расстояния. Формула радиального притока часто используется для определения гидропроводности по известным дебиту и давлениям.

Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q (объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.

Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта;

2 – первоначальный контакт; 3 – нефтенасыщенная часть; 4 – плоскость приведения

 

Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.

Приведенное давление (рис. 2.1) в скв. 1

а приведенное давление в скв. 2 будет

ρн – плотность нефти в пластовых условиях; g – ускорение силы тяжести; Δh2, Δh3 – разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления

для скв. 1 ,

для скв. 2 .

Здесь Δh2 и Δh3 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; ρв – плотность воды в пластовых условиях.

Кроме перечисленных давлений необходимо знать также давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определение этих понятий будет дано в 3 главе при изложении методов поддержания пластового давления.

 

lektsia.com

Уравнение - приток - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Уравнение - приток

Cтраница 2

В уравнении притока (5.14) величина рпл не является регулируемой применительно к конкретной скважине.  [16]

Требуется установить уравнение притока.  [17]

Совместное решение уравнения притока газа в скважину и уравнения движения газа по колонне насосно-компрессорных труб позволяет определить или диаметр НКТ, или забойное или устьевое давление, или дебит скважины при указанных заданных параметрах. Решение выполняют аналитически или графически, налагая на индикаторную линию притока характеристики лифтовых колонн.  [19]

Иногда целесообразно определять уравнение притока на основе интегрирования закона сопротивления в дифференциальной форме.  [21]

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления.  [23]

Поэтому для определения уравнения притока газа к каждой скважине и для установления допустимых технологических режимов эксплуатации скважин в июле - августе 1973 г. и феврале - марте 1974 г. проведены исследования скважин ряжского горизонта при стационарных режимах фильтрации.  [24]

Затем с использованием уравнения притока газа к каждой скважине определяются дебиты отдельных скважин на момент времени t - f - А. Суммирование дебитов по отдельным скважинам дает величину отбора газа из месторождения в целом на рассматриваемый момент времени.  [25]

Определяют его по уравнению притока в зависимости от дебита скважины Q.  [26]

Уравнение (1.131) называется уравнением притока теплоты.  [27]

Пластовог давление в уравнении притока отнесено к уровню верхних дыр фильтра.  [28]

Величина р5аб находится из уравнения притока.  [29]

Практически наиболее целесообразно параметры уравнения притока Рпл и К определять заново после каждого подземного ремонта скважин.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Условия притока жидкости и газа в скважины

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.

В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.

На устье скважины всегда имеется какое-то давление Ру, называемое устьевым. Тогда

Рзаб - Ру =rgh104×h,

где r  - плотность жидкости (кг/м 3), g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2' (для приближенных расчетов принимают g = 10м/с2), h ‑ глубина залегания пласта, м; 104 - переводной коэффициент, Па/м. Разность (Рпл - Рзаб) называют депрессией скважины. Поэтому чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.

Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный,  растворенного, газа и гравитационный.

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.

Коэффициент нефтеотдачи пласта (Кн – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий - 0,5 ÷ 0,8.

Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа ( расширения газовой шапки), при этом Кн = 0,4 ÷ 0,7.

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15¸0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим - наименее эффективный из всех режимов  эксплуатации скважин ( Кн = 0,1 ¸ 0,2).

Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.

3.1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wn поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wu.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

W1 + W2 + W3 = Wn + Wu,

где   W1 - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W2 - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W3 - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если  Wu = 0, то эксплуатация называется фонтанной;

при Wu 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии Wu осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования   

Рпл > r·g·h.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

3.1.1.РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить  для 200 миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

oilloot.ru

 Приток жидкости (нефти) в скважину

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые  ряды скважин и правильные сетки), а также при  ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации. Уравнение распределения давления вокруг скважины:

Из уравнения следует, что функция P(r) является логарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии — слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления, графическое представление данной зависимости получило название «Депрессионная воронка». Формула радиального притока жидкости

 где k(мкм2) – проницаемость, h(м) – толщина пласта, μ(мПа*с) – вязкость пластового флюида.

Требуется:

1) Нарисовать линии тока при радиальной фильтрации жидкости к несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта скважине;

2)    Нарушения линейного закона фильтрации при счёт высоких скоростях фильтрации (Fинерции) и при проявлении неньютоновских свойств жидкости. В этом случае используется двучленная формула притока , где А – коэффициент, учитывающий силы вязкостного трения; В – коэффициент, определяющий действия сил инерции.

students-library.com

Приток жидкости к нефтяной скважине

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.

Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному в дифференциальной форме, определяется следующим образом:

(2.4)

где k – проницаемость пласта; μ – динамическая вязкость; dp/dr – градиент давления вдоль радиуса (линии тока).

По всем линиям тока течение будет одинаковое. Другими словами, переменные, которыми являются скорость фильтрации и градиент давления, при изменении угловой координаты (в случае однородного пласта) останутся неизмененными, что позволяет оценить объемный расход жидкости q как произведение скорости фильтрации на площадь сечения пласта. В качестве площади может быть взята площадь сечения цилиндра 2πrh произвольного радиуса r, проведенного из центра скважины, где h – действительная толщина пласта, через который происходит фильтрация.

Тогда

. (2.5)

Обозначим

В общем случае предположим, что ε – гидропроводность – изменяется вдоль радиуса r, но так, что на одинаковых расстояниях от оси скважины вдоль любого радиуса величины ε одинаковые. Это случай так называемой кольцевой неоднородности.

Предположим, что ε задано в виде известной функции радиуса, т. е.

. (2.6)

Вводя (2.6) в (2.5) и разделяя переменные, получим

. (2.7)

Дифференциальное уравнение (2.7) с разделенными переменными может быть проинтегрировано, если задана функция ε®. В частности, если гидропроводность не зависит от радиуса и постоянна, то (2.7) легко интегрируется в пределах области фильтрации, т. е. от стенок скважины rс с давлением Pс до внешней окружности Rк, называемой контуром питания, на котором существует постоянное давление Pк. Таким образом,

,

При ε = const будем иметь

. (2.9)

Решая (2.9) относительно q, получим классическую формулу притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

. (2.10)

Если (2.8) проинтегрировать при переменных верхних пределах r и P, то получим формулу для распределения давления вокруг скважины:

. (2.12)

После интегрирования, подстановки пределов и алгебраических преобразований имеем

. (2.12)

Решая уравнение относительно р® и подставляя (2.10) в (2.12), получим уравнение распределения давления вокруг скважины:

. (2.13)

Если в (2.8) в качестве переменных пределов принять не верхние, а нижние пределы, то выражение для р® можно записать в другом виде:

. (2.14)

Подставляя в (2.13) или (2.14) Rк вместо переменного радиуса r, получим P(Rк) = Pк ; при r = rс имеем другое граничное условие:

P(rc) = Рс.

Таким образом, граничные условия выполняются. Из (2.13) и (2.14) следует, что функция P® является логарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии – слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления.

Рассмотрим случай радиального притока в скважину при произвольно изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности.

Проинтегрируем в (2.8) правую часть и перепишем результат следующим образом:

. (2.15)

Подынтегральная функция

. (2.16)

может быть построена графически по заданным значениям ε для различных радиусов и проинтегрирована в пределах от rс до Rк любым методом приближенного интегрирования или измерением планиметром площади под кривой у® в заданных пределах.

В некоторых случаях добывающая скважина дренирует одновременно несколько пропластков с различными проницаемостями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми давлениями. Однако приток в такой сложной системе будет происходить при одинаковом забойном давлении (приведенном). При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давлением, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость. В любом случае общий приток такого многослойного пласта будет равен алгебраической сумме притоков из каждого пропластка:

. (2.17)

Формулы радиального притока, вследствие их простоты, часто используются в инженерных расчетах. При этом погрешности в оценке исходных параметров, таких как k, h, μ, (Pк – Pс), непосредственно влияют на величину q. Что касается величин Rк и rс, то, поскольку они находятся под знаком логарифма, в отношении их допустимы значительные погрешности.

Пример. Допустим истинное значение Rк = 100 м, а в расчете по ошибке было принято Rк = 1000 м, т. е. допущена 10-кратная ошибка. Тогда истинный приток

, (2.18)

где rc = 0,1 м.

Расчетный приток

. (2.19)

Сравнение производим при прочих равных условиях, деля (2.18) на (2.19):

. (2.20)

Откуда qрасч = ¾ qист. Т. е. расчетный дебит будет составлять 75% истинного дебита.

При применении формулы радиального притока для скважины, расположенной среди других добывающих скважин, за Rк принимают половину расстояния до соседних скважин или средневзвешенную по углу величину этого расстояния. Формула радиального притока часто используется для определения гидропроводности по известным дебиту и давлениям.

Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q (объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.

Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта;

2 – первоначальный контакт; 3 – нефтенасыщенная часть; 4 – плоскость приведения

 

Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.

Приведенное давление (рис. 2.1) в скв. 1

а приведенное давление в скв. 2 будет

ρн – плотность нефти в пластовых условиях; g – ускорение силы тяжести; Δh2, Δh3 – разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления

для скв. 1 ,

для скв. 2 .

Здесь Δh2 и Δh3 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; ρв – плотность воды в пластовых условиях.

Кроме перечисленных давлений необходимо знать также давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определение этих понятий будет дано в 3 главе при изложении методов поддержания пластового давления.

 

Похожие статьи:

poznayka.org