2.Расчет пластового давления в добывающей скважине

Под пластовым давлением будем понимать давление на забое остановленной на определенный срок времени скважины. Методы расчета пластового давления различны для различных категорий скважин по обводненности и базируются на использовании ряда показателей скважин, получаемых в процессе ее эксплуатации.

По обводненности скважины делятся на безводные и обводненные. К безводным будем относить только те скважины, в продукции которых полностью отсутствует вода и скважины при проведении подземного ремонта не были заглушены водой ( или вся вода глушения вытеснена на поверхность).

К обводненным будем относить все скважины, в продукции которых содержится вода при стационарном режиме их работы независимо от места рассмотрения продукции (на поверхности, в подъемнике, в интервале «забой-прием»). Таким образом, скважину, в продукции которой на поверхности вода отсутствует, но которая была заглушена водой и в интервале «забой – прием» имеется вода при стационарной ее работе, будем считать обводненной.

Для безводной скважины пластовое давление рассчитывают по формуле:

= g , (12)

г де высота столба нефти в скважине, отсчитываемая от забоя скважины, м; средняя плотность нефти в остановленной скважине, кг/ .

Высота столба нефти

= , (13)

где высота скважины, м; статический уровень жидкости, м.

Если при остановке на скважине давление на устье больше атмосферного, то пластовое давление:

= g , (14)

где давление на устье остановленной скважины, МПа.

Среднюю плотность нефти можно рассчитывать, принимая линейный закон ее распределения в функции давления:

=( + )/2 . (15)

В обводненной скважине, которая не глушилась водой (или другой жидкостью глушения) при эксплуатации, возможны следующие условия: вся вода, поступающая из пласта с продукцией, выносится на дневную поверхность и не накапливается в интервале «забой – прием»; поступающая из пласта вода с нефтью частично выносится на дневную поверхность, а частично накапливается в интервале «забой – прием».

Условия полного выноса накопленной в интервале «забой – прием» воды, поступающей с продукцией из пласта следующие:

> = 1600 (16)

или

< = 1600,

= / + ), (17)

где приведенное число Рейнольдса по нефти; предельное приведенное число Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором вся вода, поступающая из пласта, выносится с интервала «забой – прием» (накопление воды в этом интервале при эксплуатации скважины не происходит); глубина спуска подъемника или насоса, м; внутренний диаметр НКТ,м.

Приведенное число Рейнольдса по нефти

= 1,274 /(86400 ), (18)

где дебит скважины по дегазированной нефти, /сут, объемный коэффициент нефти; – кинематическая вязкость нефти в пластовых условиях, /с.

При соблюдении условий (16) и (17) плотность водонефтяной смеси в интервале «забой – прием» рассчитывают по формуле

= + ( ) , (19)

где воды, кг/ ; – обводненность продукции. В данном случае пластовое давление

= , (20)

где динамический уровень в скважине,м.

Условие неполного выноса накопленной в интервале «забой – прием» воды следующее:

< = 1600 (21)

= / + ).

В условиях неполного выноса поступающей из пласта воды (вода накапливается в интервале «забой – прием») плотность водонефтяной смеси

= ( (22)

где плотность водонефтяной смеси при условии полного выноса воды, рассчитываемая по 19, .

Если скважина в процессе эксплуатации дает безводную продукцию, но при текущем ремонте она была заглушена водой, то возможны также два условия: в процессе эксплуатации происходит полный вынос воды глушения; в процессе эксплуатации воды глушения частично остается в интервале «забой – прием».

Условия полного выноса вода глушения следующие:

> = 850 (23)

или

< = 850,

, (24)

где - глубина спуска подъемника (насоса), при которой возможен полный вынос воды, рассчитываемая по (17),м.

При соблюдении условий (23) или (24) пластовое давление определяется по формуле (12) или (14).

Условия неполного выноса вода глушения следующие:

< = 850

. (25)

При соблюдении условия (25) плотность водонефтяной смеси в интервале «забой – прием».

= ( ), (26)

где воды глушения, кг/ ; плотность пластовой нефти, кг/ истинное нефтесодержание в интервале «забой – прием».

Истинное нефтесодержание зависит от и может быть рассчитано по следующим формулам:

при 0 400 = 0,0024 ; (27)

при 400 850 = 0,915 . (28)

При соблюдении условия (25) пластовое давление

= . (29)

Задача 3.

Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий:

глубина скважины 1840 м; измеренный статический уровень 37 м; плотность дегазированной нефти 820 кг/ ; плотность пластовой нефти

805 кг/ скважина эксплуатировалась при забойном давлении, большем давления насыщения.

Решение. Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле (13):

1840 – 37 = 1803 м

Вычисляем по формуле (15) среднюю плотность нефти:

= (805 + 820)/2 = 812,5 кг/

Пластовое давление в соответствии с формулой (12):

=1803 = 14,37 МПа.

Задача 4.

Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной скважине для следующих условий:

глубина скважины 2650 м; статический уровень на устье; давление на устье остановленной скважины = 8 МПа; скважина эксплуатировалась при забойном давлении, равном давлению насыщения = 12 МПа; замеренная температура на устье остановленной скважины = 20 ; пластовая температура = 70 .

Решение.

Для расчета пластового давления в данном случае необходимо использовать формулу (14).

Средняя плотность нефти в скважине зависит от давления и температуры.

По существу, решение такой задачи сводится к расчету (p,t). Принимая линейный закон распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру = (20+70)/2 = 45

рис.3

Зависимости плотности нефти от давления и температуры:

1 – при t = 20

2 – при t = 70

3 – при t = 45

Используя графические зависимости = f(p,t) на рис. 3 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путем интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45 (кривая 3). Полученную кривую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от до . По кривой 3 находим среднюю плотность нефти в интервале давлений от = 8 МПа до = 11,3 МПа; кг/ .

По формуле (14) рассчитываем пластовое давление:

= 2650 775 9,81 +8 .

При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45 11,3 МПа до постоянна и равна кг/ . Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при , если плотность нефти при 11,3 МПа равна 772,5 кг/ .(см кривую 3 на рис.3).

Коэффициент сжимаемости нефти н принимаем равным 6,5 1/МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении

= / (30)

или

= 781,1 кг/ .

Средняя плотность нефти в интервале давлений от до

= (772,5 +781,1)/2 = 776,9 кг/ .

Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от = 8 МПа до = 11,3 МПа и от = 11,3 МПа до = 28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,9 кг/ . Для данных условий нетрудно рассчитать и среднюю плотность нефти в интервале от = 8 МПа до = 28,15 МПа, которая равна 776,5 кг/ .

Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при р> :

=

Таким образом, ошибка составляет всего поэтому в практических расчетах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от р до .

Задача 5.

Вычислить пластовое давление в скважине, эксплуатировавшейся скважинным штанговым насосом при следующих условиях:

глубина скважины 1000 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,1302 м; глубина спуска насоса 850 м; внутренний диаметр НКТ 0,0602 м; дебит скважины по дегазированной нефти 50 /сут; объемный коэффициент нефти 1,06; плотность пластовой нефти 853 кг/ ; плотность дегазированной нефти 880 кг/ ; кинематическая вязкость пластовой нефти 1 ; обводненность продукции 0,2; плотность воды 1100 кг/ ; динамический уровень 650 м; статический уровень 150 м.

При предыдущем текущем ремонте скважина не была заглушена водой.

Решение. Так как скважина обводненная, проверяем возможность накопления воды, поступающей из пласта, в интервале «забой – прием насоса». Рассчитываем сначала приведенное чисто Рейнольдса по нефти по формуле(18):

= 1,274 50 1,06/(86400 0,1302 1 ) 600.

В данном случае < = 1600, поэтому условие (16) не выполняется. Проверим выполнение условия (17) , для чего рассчитываем

= 1000(0,1302)² / [(0,1302) ² +(0,062)²] 815 м.

Таким образом, условие (17) выполняется и поэтому вся поступающая из пласта вода выносится из интервала «забой – прием насоса».

Рассчитываем по (19) плотность водонефтяной смеси на данном интервале, предварительно вычисляя по (15) среднюю плотность нефти:

= (853 + 880)/2 = 866,5 кг/ ,

= 866,5 + (1100 – 866,5) 0,2 = 913,2 кг/ .

Пластовое давление определяем по формуле (20):

= [(1000 – 850) 9,81+(850 – 650) 9,81 + (650 – 150)913,2 9,81] = (1,344 +1,726+4,479) 7,55 МПа.

Задача 6. Вычислить пластовое давление в безводной скважине, эксплуатировавшейся установкой погружного центробежного электронасоса при следующих условиях:

глубина скважины 1700 м; дебит дегазированной нефти 100 м³/сут; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,1503 м; внутренний диаметр НКТ 0,0503 м; плотность дегазированной нефти 810 кг/м³; плотность пластовой нефти 778 кг/м³; объемный коэффициент нефти 1,12; кинематическая вязкость пластовой нефти

2 м²/с; глубина спуска насоса 1100 м; динамический уровень при атмосферном затрубном давлении 600 м; статический уровень 95 м.

При предыдущем подземном текущем ремонте скважина была заглушена водой плотностью 1160 кг/м³.

Для решения этой задачи проверяются условия (23), (24) или (25). При соблюдении того или иного условия выбираются соответствующие формулы для расчета пластового давления.